Giugno 2016 – versione sintetica€¦ · combustibili alternativi con potenzialità di lungo termine in termini di alternativa al petrolio. La Direttiva 2014/94/UE [3] stabilisce

Giugno 2016 – versione sintetica

In ottemperanza alla DIRETTIVA 2014/94/UE DEL PARLAMENTO EUROPEO E DEL CONSIGLIO del 22 ottobre 2014

sulla realizzazione di un’infrastruttura per i combustibili alternativi

Piano Nazionale di Sviluppo – Mobilità Idrogeno Italia

Giugno 2016 – versione sintetica - 1 -

Coordinatore: Cinque International srl

Guido Mattei <[email protected]>

Direzione Scientifica: Fondazione Bruno Kessl

Luigi Crema <[email protected]>

Diego Viesi <[email protected]>

Co-Autori: Air Liquide, ANCI, ANEV, FAST, Federchimica/Assogastecnici, Hyundai, H2IT, IIT Bolzano, ITM

Power, Linde, McPhy Energy, Politecnico di Milano, Gruppo SAPIO, SOL, Tenaris Dalmine



Indice Executive summary ............................................................................................................. 3

1 Le politiche dell’Unione Europea per il settore dei trasporti........................................... 6

2 Stato tecnologico, motivazioni e ruolo dell’idrogeno nella transizione energetica .......... 8

3 Scenari europei per la transizione energetica nel settore dei trasporti ......................... 14

4 Scenario di introduzione dell’idrogeno nel settore dei trasporti italiano ...................... 18

4.1 Dimensionamento del parco veicoli FCEV ...................................................................................... 19

4.2 Produzione dell’idrogeno per il settore dei trasporti ........................................................................ 21

4.3 Integrazione delle rinnovabili elettriche ........................................................................................... 23

4.4 Dimensionamento delle stazioni di rifornimento .............................................................................. 24

4.5 La prospettiva del consumatore ...................................................................................................... 27

4.6 Riduzione delle emissioni di CO2 e di altri inquinanti dannosi alla salute umana ........................... 28

4.7 Misure di sostegno al Piano Nazionale di Sviluppo ......................................................................... 31

5 Appendici ................................................................................................................... 34

5.1 Dimensionamento del parco veicoli FCEV ...................................................................................... 34

5.2 Produzione dell’idrogeno per il settore dei trasporti ........................................................................ 35

5.3 Dimensionamento delle stazioni di rifornimento .............................................................................. 36

5.4 La prospettiva del consumatore ...................................................................................................... 37

5.5 Considerazioni tecniche ed ambientali riassuntive .......................................................................... 39

5.6 Misure di sostegno al Piano Nazionale di Sviluppo ......................................................................... 41

5.6.1 Misure giuridiche .......................................................................................................................... 41

5.6.2 Misure finanziarie ......................................................................................................................... 44

Abbreviazioni, acronimi e unità di misura .......................................................................... 48

Bibliografia ....................................................................................................................... 49



Executive summary

Nel settore dei trasporti, sostenere l’innovazione e l’efficienza, frenare la dipendenza dalle importazioni di

petrolio e guidare il passaggio a fonti energetiche interne e rinnovabili rappresenta la via da seguire per

raggiungere gli obiettivi chiave europei: stimolare la crescita economica, aumentare l'occupazione e

mitigare i cambiamenti climatici.

Nella comunicazione della Commissione Europea del 24 gennaio 2013, “Energia pulita per il trasporto, una

strategia europea in materia di combustibili alternativi” [2], l'elettricità, l'idrogeno, i biocarburanti, il gas

naturale e il gas di petrolio liquefatto (GPL) sono stati identificati, attualmente, come i principali

combustibili alternativi con potenzialità di lungo termine in termini di alternativa al petrolio. La Direttiva

2014/94/UE [3] stabilisce un quadro comune di misure per la realizzazione di un'infrastruttura per i

combustibili alternativi nell'Unione Europea, da attuarsi mediante quadri strategici nazionali da notificare

entro il 18 novembre 2016.

L'utilizzo dell'idrogeno come vettore energetico si sta diffondendo a livello mondiale, si tratta di uno dei

pochi vettori energetici potenzialmente a zero emissioni, insieme all’elettricità e ai biocarburanti avanzati.

Inoltre, la produzione di idrogeno da energia elettrica e lo stoccaggio in forma gassosa o liquefatta

rappresenta una valida opzione per aumentare la flessibilità del sistema energetico, consentendo

l'integrazione di elevate quote di fonti rinnovabili non programmabili (fotovoltaico, eolico).

I veicoli FCEV (Fuel Cell Electric Vehicles) possono fornire un servizio di trasporto paragonabile ai veicoli di

oggi, in termini di tempi di rifornimento e autonomia1. Nonostante i costi ad oggi elevati, è previsto che

questi, grazie ad economie di scala, convergano entro il 2030 con quello delle altre tecnologie di

alimentazione. A conferma dell’interesse, le maggiori case automobilistiche mondiali hanno già integrato

la tecnologia delle fuel cell ad idrogeno nei loro piani strategici. Anche nel trasporto pubblico di massa si

prospettano interessanti applicazioni: un totale di 84 autobus FCEV sono operativi, o in procinto di esserlo,

in 17 città e regioni in 8 paesi europei.

L’utilizzo dell’idrogeno per autotrazione è strategico per l’Italia perché è il Paese dell’Unione europea che

registra più morti premature a causa dell’inquinamento dell’aria. In Italia nel 2012 59,500 decessi

prematuri sono attribuibili al particolato fine (PM 2.5), 3,300 all’ozono (O3) e 21,600 al biossido di azoto

(NO2) [1].

La definizione degli obiettivi nazionali per lo sviluppo della Mobilità Idrogeno in Italia, elaborati in questo

“Piano Nazionale di Sviluppo”, è basata su criteri specifici e su una modellazione analitica di dettaglio estesa

fino al 31/12/2050, prendendo in considerazione i seguenti aspetti:

• obiettivi ambientali per la riduzione dei gas serra e delle emissioni inquinanti;

• futura flotta di veicoli alternativi attesi per diversi orizzonti temporali e stima della domanda futura

di idrogeno (secondo i principali scenari europei e internazionali di riferimento [4], [5], [6]);

1 Attualmente, per le autovetture, l’efficienza su strada è di circa 1 kg di idrogeno ogni 100 km percorsi, con

autonomie da circa 500 km a 750 km e tempi di ricarica inferiori ai 5 minuti. Per gli autobus le autonomie quotidiane

arrivano fino a 450 km, con efficienze di consumo di circa 8-9 kg di H2 / 100 km, i tempi di rifornimento sono inferiori

a 10 minuti.



• produzione dell’idrogeno e aumento della rete di alimentazione (cioè l'implementazione di

un'infrastruttura adeguata) per favorire lo sviluppo della mobilità alternativa.

In questo studio viene dimensionata nel dettaglio la sola mobilità ad idrogeno mediante autovetture e

autobus. Per quanto riguarda il trasporto merci, ferroviario, marittimo e i carrelli elevatori, date le

prospettive di interesse, vengono comunque quantificati in maniera proporzionale ulteriori necessari

finanziamenti. Lo scenario di vendita in Italia delle autovetture FCEV pone come punto di partenza

un’introduzione di 1,000 autovetture entro il 2020, per poi raggiungere uno stock di circa 27,000 al 2025.

Per gli autobus, il punto di partenza è posto nell’introduzione di 100 autobus entro il 2020, per poi

raggiungere uno stock di circa 1,100 al 2025.

L’idrogeno può essere prodotto in maniera economicamente attrattiva secondo quattro diverse modalità

operative: mediante SMR (Steam Methane Reforming) in impianti centralizzati oppure mediante elettrolisi

in impianti centralizzati (con elettricità da rinnovabili) e in impianti on-site (con elettricità da rinnovabili o

da rete). La produzione centralizzata di idrogeno da SMR, a basso costo, permetterà di agevolare il periodo

di transizione iniziale 2020-2030. Superata questa fase, è previsto di non incrementare ulteriormente la

capacità installata di SMR, tutta la nuova produzione di idrogeno avverrà mediante elettrolisi. In tal senso,

lo Scenario MobilitàH2IT permette una rapida transizione verso una produzione di idrogeno “green” da

elettrolisi.

Per soddisfare la domanda è prevista la realizzazione di 20 stazioni di rifornimento per l’idrogeno al 2020

(10 per autovetture e 10 per autobus), portate a 197 al 2025 (141 per autovetture e 56 per autobus). Le

stazioni più piccole saranno costruite nelle due fasi iniziali di captive fleet (2020-2022 e 2023-2025), a

servizio di piccole flotte di veicoli. Nella prima fase 2020-2022 si prevedono captive fleets fino a 99-109

autovetture e fino a 10-11 autobus, con stazioni rispettivamente da 50 kg/giorno e 200 kg/giorno. Nella

seconda fase 2023-2025 si prevedono captive fleets fino a 222-229 autovetture e fino a 29 autobus, con

stazioni rispettivamente da 100 kg/giorno e 500 kg/giorno. La costruzione di piccole stazioni permette il

rapido raggiungimento di una copertura minima delle principali arterie di trasporto (TEN-T) e dei principali

centri abitati, garantendo il successivo passaggio alla mass transportation. Dopo questa fase iniziale è

prevista solamente la costruzione di stazioni di grande taglia, 500 kg/giorno per le autovetture (in grado di

rifornire fino a 1169 autovetture/giorno al 2026) e 1000 kg/giorno per agli autobus (in grado di rifornire

fino a 60 autobus/giorno al 2026), economicamente attrattive per gli operatori del settore.

Il costo finale dell’idrogeno alla pompa è stato valutato come somma dei costi di produzione, trasporto e

distribuzione. La competitività del vettore idrogeno si manifesterà in tempi rapidi, già nella fase inizale

con captive fleets, ancor più nel momento in cui si raggiungerà la maturità commerciale e l’idrogeno sarà

distribuito in stazioni di grandi dimensioni.

La riuscita dello Scenario MobilitàH2IT è vincolata alla disponibilità sia di incentivi pubblici UE&IT (europei

e nazionali) che di investimenti privati e PL (pubblici locali: regionali, provinciali, comunali). In particolare,

sono previsti come necessari finanziamenti pubblici UE&IT pari a circa 47 M€ fino al 2020 e circa 419 M€

nel successivo periodo 2021-2025, di cui si stima il 60% possa provenire da fondi comunitari europei e il 40

% dovrà essere stanziato in fondi nazionali italiani.

Numerose fonti di finanziamento europee sono già attive, tra queste le principali sono:

• Horizon 2020: “Trasporti intelligenti, ecosostenibili e integrati”;

• Fondi strutturali e di investimento europei (451 miliardi di euro fino al 2020);

• Strumento di finanziamento rete transeuropea di trasporto TEN-T (24.05 miliardi di euro al 2020);

• Banca Europea per gli Investimenti (BEI).



La partecipazione ai tavoli di lavoro di questa iniziativa e l’interesse manifestato da numerose aziende

italiane mette le basi per un forte stimolo all’economia e all’occupazione italiana per i prossimi anni a

venire. L’approvazione di questo Piano Nazionale di Sviluppo pone le basi per rendere il Paese Italia

attrattivo e in grado di giocare un ruolo di primo piano a livello europeo, sulla strada della futura mobilità

alternativa, nella tutela della salute dei suoi cittadini.



1 Le politiche dell’Unione Europea per il settore dei trasporti

Nel settore dei trasporti, sostenere l’innovazione e l’efficienza, frenare la dipendenza dalle importazioni di

petrolio e guidare il passaggio a fonti energetiche interne e rinnovabili rappresenta la via da seguire per

raggiungere gli obiettivi chiave europei: stimolare la crescita economica, aumentare l'occupazione e

mitigare i cambiamenti climatici.

L’Italia presenta un livello di dipendenza energetica tra i più elevati a livello europeo, 76.9% al 2013. Nel

2012, l’import di petrolio grezzo è stato pari a 68.81 milioni di tonnellate, la spesa per benzina e diesel è

stata pari a 24.63 miliardi di euro [5] (Figura 1).

Figura 1: Dipendenza energetica nel 2013 e spesa dei paesi europei in benzina e diesel nel 2012. Fonte: EUROSTAT

Gli obiettivi europei di riduzione dei consumi energetici da combustibili fossili, riduzione delle emissioni di

CO2 e miglioramento della qualità dell’aria e riduzione del rumore possono essere raggiunti mediante tre

azioni chiave2:

1) evitando i trasporti, ad esempio grazie ad una migliore pianificazione urbanistica e un aumento

significativo del telelavoro;

2) spostando la domanda di trasporto verso modalità più efficienti, come il trasporto pubblico e le

merci su rotaia;

3) migliorando le tecnologie di trasporto

a. aumentando l’efficienza delle tecnologie tradizionali

b. promuovendo la rapida diffusione dei veicoli alternativi tra cui BEV, FCEV, PHEV e biofuels.

Nelle tecnologie convenzionali, con motore a combustione interna, l'utilizzo di standard di

regolamentazione per controllarne le emissioni di CO2 si è rivelata una misura efficace in termini di

costi/benefici. Storicamente, il Giappone e l'Unione Europea hanno guidato la riduzione delle emissioni nel

settore dei trasporti, si prevede che questa leadership continui anche in futuro.

2 Sulla base dell’IEA ETP Avoid-Shift-Improve concept



Il Libro bianco della Commissione Europea del 28 marzo 2011, “Tabella di marcia verso uno spazio unico

europeo dei trasporti - Per una politica dei trasporti competitiva e sostenibile” [7], ha esortato a ridurre la

dipendenza dal petrolio nel settore dei trasporti. È necessario conseguire tale obiettivo attraverso una serie

di iniziative strategiche, ivi incluso mediante l'elaborazione di una strategia sostenibile per i combustibili

alternativi e la relativa infrastruttura.

Sulla base della consultazione delle parti interessate, degli esperti nazionali e delle competenze acquisite,

confluite nella comunicazione della Commissione Europea del 24 gennaio 2013, “Energia pulita per il

trasporto, una strategia europea in materia di combustibili alternativi” [2], l'elettricità, l'idrogeno, i

biocarburanti, il gas naturale e il gas di petrolio liquefatto (GPL) sono stati identificati, attualmente, come i

principali combustibili alternativi con potenzialità di lungo termine in termini di alternativa al petrolio.

La relazione del gruppo di alto livello CARS 21 del 6 giugno 2012 [8] ha indicato che la mancanza di

un'infrastruttura per i combustibili alternativi armonizzata a livello dell'Unione Europea ostacola

l'introduzione sul mercato di veicoli alimentati con combustibili alternativi e ne ritarda i benefici per

l'ambiente.

La Direttiva 2014/94/UE [3] stabilisce un quadro comune di misure per la realizzazione di un'infrastruttura

per i combustibili alternativi nell'Unione Europea, da attuarsi mediante quadri strategici nazionali da

notificare entro il 18 novembre 2016. I quadri strategici nazionali devono comprende quantomeno i

seguenti elementi:

• una valutazione dello stato attuale e degli sviluppi futuri del mercato per quanto riguarda i

combustibili alternativi nel settore dei trasporti e dello sviluppo dell'infrastruttura per i

combustibili alternativi, considerando, se del caso, la continuità transfrontaliera;

• gli obiettivi nazionali per la realizzazione dell'infrastruttura per i combustibili alternativi;

• le misure necessarie per assicurare che siano raggiunti gli obiettivi nazionali contenuti nel rispettivo

quadro strategico nazionale;

• le misure che possono promuovere la realizzazione dell'infrastruttura per i combustibili alternativi

nei servizi di trasporto pubblico;

• la designazione degli agglomerati urbani/suburbani, delle altre zone densamente popolate e delle

reti, che, a seconda delle esigenze del mercato, saranno dotati di punti di ricarica/rifornimento

accessibili al pubblico.



2 Stato tecnologico, motivazioni e ruolo dell’idrogeno nella transizione

energetica

Oltre allo storico utilizzo industriale (raffinazione petrolifera, chimica), l'utilizzo dell'idrogeno come vettore

energetico sta cominciando ad emergere. Si tratta di uno dei pochi vettori energetici potenzialmente a zero

emissioni, insieme all’elettricità e ai biocarburanti avanzati.

La produzione di idrogeno da energia elettrica e lo stoccaggio in forma gassosa o liquefatta rappresenta una

valida opzione per aumentare la flessibilità del sistema energetico, consentendo l'integrazione di elevate

quote di fonti rinnovabili non programmabili (fotovoltaico, eolico). Le tecnologie basate sull'idrogeno sono

adatte per applicazioni di storage di energia elettrica su grande scala, alla scala dei megawatt, che

coprono tempi di stoccaggio da orari a stagionali:

• Power to power: l'elettricità viene trasformata in idrogeno tramite elettrolisi, stoccata e ri-

elettrificata quando necessario tramite una fuel cell;

• Power to gas: l’energia elettrica si trasforma in idrogeno tramite elettrolisi, esso viene quindi

miscelato nella rete del gas naturale o trasformato in metano sintetico;

• Power to fuel: l'elettricità viene trasformata in idrogeno utilizzato come combustibile per FCEV nel

settore dei trasporti;

• Power to feedstock: l’energia elettrica si trasforma in idrogeno utilizzato direttamente come

materia prima, ad esempio nell'industria della raffinazione o nell’industria chimica.

In un recente studio di ENEA [9], è stato analizzato uno scenario tipo di evoluzione delle fonti rinnovabili

elettriche in Italia e delle conseguenze tecnico-economiche del futuro sistema di generazione elettrica sulla

base degli obiettivi prefissati a livello europeo e nazionale. Lo Scenario ENEA è riassunto in Tabella 1.

Tabella 1: Scenario ENEA di evoluzione delle fonti rinnovabili elettriche in Italia

2012 2020 2030 2050

Consumi (TWh/anno) 328 367 415 420

Quota rinnovabile (%) 28.4 35.4 52 85

Energia da FER programmabili (TWh) 60.7 79.1 91.5 117

Energia da FER non programmabili (TWh) 32.3 50.9 124.5 240

Rapporto Produzione non

programmabile/Consumo (%) 9.85 13.86 30.0 57.14

Potenza eolica (GW) 8 12.1 20 25

Potenza fotovoltaica (GW) 16.6 23.7 70.2 152.3

Rateo “massimo” FER non programmabili a 0.77 0.92 2.12 3.93

a definito come rapporto fra “Capacità FER non programmabili” e “Consumo a mezzogiorno nel giorno di minimo carico”

Dall’analisi del “rateo” fra capacità installata e consumo emerge che, a partire dal 2020 assumerà

importanza l’incremento dell’accumulo elettrico, che diverrà essenziale a partire dal 2030 per evitare



situazioni generalizzate di sovraccapacità. Le nuove FER che verranno introdotte a partire già dal

breve/medio termine ma soprattutto nel lungo termine dovranno possedere sempre maggiori

caratteristiche di dispacciabilità, tramite propri sistemi di accumulo, in questo modo diverranno “più

programmabili”.

Il trasporto su strada è un grande emettitore di anidride carbonica. Oltre ad evitare la domanda di trasporto

su strada e incentivare il passaggio a modi di trasporto più efficienti, come il trasporto di passeggeri e merci

su rotaia, una sostanziale decarbonizzazione del settore dei trasporti su strada può essere ottenuta:

1) aumentando la quota di uso diretto di energia elettrica a basse emissioni in veicoli elettrici a

batteria (BEVs) e veicoli elettrici ibridi plug-in (PHEVs);

2) aumentando in modo significativo la quota di biocarburanti sostenibili, in combinazione con motori

ad alta efficienza ibridi a combustine interna (ICEs) e PHEVs;

3) utilizzando FCEVs veicoli elettrici alimentati da idrogeno prodotto a basso tenore di carbonio.

Tutte e tre le opzioni possono contribuire in modo sostanziale alla riduzione delle emissioni (Figura 2), ma

devono superare diverse barriere.

Figura 2: Emissioni dal pozzo alla ruota (well-to-wheel, WTW) vs autonomia per diverse opzioni tecnologiche di mobilità

I veicoli BEVs possono attingere da una produzione di energia elettrica e da un’infrastruttura di trasporto e

distribuzione (T&D) già esistenti, nonché fare affidamento sul fatto che il loro impatto in termini di

emissioni di CO2 sarebbe ridotto dalla decarbonizzazione già in atto nel settore elettrico. Eppure, le batterie

riscontrano un serio compromesso tra capacità e peso, nonché l’incertezza sull’autonomia e i lunghi tempi

di ricarica sono grandi preoccupazioni per l’accettabilità dell’utente finale. Nel caso dei biocarburanti, la

produzione solleva dubbi per quanto riguarda la sostenibilità e la sottrazione dal settore alimentare, in

particolare tenendo conto che una considerevole quantità di biocarburanti saranno necessari per

decarbonizzare il trasporto di merci su lungo raggio (su strada, aerei e marittimo).

I veicoli FCEV possono fornire un servizio di trasporto paragonabile ai veicoli di oggi e, allo stesso tempo,

garantire ambiziosi obiettivi di indipendenza energetica e sicurezza climatica. Qui, la sfida è quella di

costruire una nuova capacità di produzione di idrogeno, T&D e la rete di vendita al dettaglio.

Le performance di stoccaggio dell’idrogeno sono molto migliori rispetto a quelle delle batterie elettriche

(Figura 3). È possibile immagazzinare 6 kg di idrogeno (circa 200 kWh) compresso a 700 bar in un serbatoio

dal peso complessivo di 125 kg e dal volume di 260 litri, per immagazzinare metà di quest’energia (100



kWh) in batterie elettriche agli ioni di litio occorrono 830 kg di peso e 670 litri di volume. Un serbatoio di

260 litri può rientrare perfettamente nel volume, necessariamente ridotto, di un veicolo, offrendo

un’autonomia di 600 km, comparabile con quella offerta dai veicoli a benzina e chiaramente superiore alle

ridotte autonomie dei veicoli a batteria BEVs attualmente sul mercato. Da ultimo, e diversamente dalle

batterie, le performance di stoccaggio di un serbatoio di idrogeno non si deteriorano con il numero di

cariche e scariche o con l’esposizione a temperature estreme.

Figura 3: La sfida dello stoccaggio energetico per la mobilità

Attualmente circa 540 FCEVs (autovetture e autobus) sono in attività come vettura pilota in tutto il mondo,

in particolare in Europa (192), Stati Uniti, Giappone, Corea del Sud [4]. I veicoli FCEVs sono essenzialmente

veicoli elettrici che utilizzano idrogeno immagazzinato in un serbatoio pressurizzato e una cella a

combustibile per la produzione di energia a bordo. I veicoli FCEVs sono anche auto ibride, l’energia di

frenata viene recuperata e accumulata in una batteria. L'alimentazione elettrica della batteria viene usata

per ridurre la domanda di picco della cella a combustibile in accelerazione e per ottimizzare l'efficienza

operativa. I veicoli FCEVs sono usualmente riforniti con idrogeno gassoso a pressioni tra 35 MPa e 70 MPa.

Attualmente, per le autovetture, l’efficienza su strada (fuel economy) è di circa 1 kg di idrogeno ogni 100

km percorsi, con autonomie da circa 500 km a 750 km e tempi di ricarica inferiori ai 5 minuti. Nonostante

i costi delle autovetture FCEV sono ad oggi elevati3, il costo è previsto convergere entro il 2030 con quello

delle altre tecnologie di alimentazione, grazie ad economie di scala (Figura 4, [10]).

Figura 4: Componenti di un auto FCEV e previsioni di costo delle autovetture per tecnologia di alimentazione in Europa

3 I prezzi annunciati fino ad oggi sono stati fissati, per le autovetture, a circa 60,000 euro.



A conferma dell’interesse nella tecnologia FCEV, le maggiori case automobilistiche mondiali hanno già

integrato la tecnologia delle fuel cell ad idrogeno nei loro piani strategici. La maggior parte di questi

costruttori hanno iniziato ad investire in ricerca e sviluppo negli ultimi vent’anni, dai primi prototipi si è

passati rapidamente, negli ultimissimi anni, alla produzione su scala commerciale. In particolare meritano

attenzione i costruttori asiatici, Honda, Hyundai, Toyota.

Varie sperimentazioni hanno coinvolto anche il trasporto di massa, sin dai primi anni ’90. Negli ultimi 15

anni, in Europa, sono stati operativi autobus FCEV su circa 8 milioni di km, dimostrando che la tecnologia

funziona, è flessibile, operativa e sicura. Un totale di 84 autobus FCEV sono operativi, o in procinto di

esserlo, in 17 città e regioni in 8 paesi europei. Le autonomie quotidiane arrivano fino a 450 km, con

efficienze di consumo di circa 8-9 kg di H2 / 100 km, i tempi di rifornimento sono inferiori a 10 minuti. Gli

autobus FCEV sono in grado di raggiungere lo stesso chilometraggio quotidiano degli autobus diesel

convenzionali, hanno piena flessibilità di rotta e non richiedono alcuna infrastruttura lungo il percorso. La

piattaforma europea “Fuel Cells and Hydrogen Joint Undertaking” sta attivamente promuovendo e

finanziando diversi progetti, da 10 fino a più di 20 autobus FCEV per località. I futuri costi d’acquisto degli

autobus FCEV dipenderanno dalla rapidità nel raggiungere effetti di scala e dal cammino tecnologico

seguito. In un percorso in grado di cogliere sinergie di tecnologia con il mercato FCEV automobilistico

(Automotive FC), i costi d’acquisto e i TCO (Total Cost of Ownership) potrebbero essere pressoché alla

pari con la tecnologia diesel ibrida entro il prossimo decennio [6] (Figura 5).

Figura 5: Costo d’acquisto e TCO degli autobus per tecnologia di alimentazione in Europa

Oltre alle autovetture e agli autobus, negli ultimi anni sperimentazioni di successo hanno coinvolto anche il

trasporto merci (Renault Trucks e poste francesi), il trasporto ferroviario (Alstom), il trasporto navale

(vaporetto “Hepic” a Venezia), i carrelli elevatori (già più di 10 000 unità al mondo).

Figura 6: Esempi di mobilità ad idrogeno: trasporto merci, trasporto navale, carrelli elevatori



Esistono varie tecnologie in grado di separare l’idrogeno dagli altri elementi chimici a cui è naturalmente

associato. Il valore di queste tecnologie deve essere valutato tenendo conto di almeno 5 criteri: (1)

maturità, (2) efficienza energetica, (3) competitività economica, (4) emissioni di gas serra, (5) disponibilità

locale dell’energia primaria. L'idrogeno può essere prodotto da gas naturale mediante SMR (Steam

Methane Reforming), dal carbone tramite gassificazione del carbone e reforming, dalle biomasse sempre

mediante gassificazione e reforming e infine da energia elettrica (elettrolisi). Attualmente, più del 95%

dell’idrogeno viene prodotto da fonti fossili.

Le stazioni di rifornimento di idrogeno possono essere alimentate in due diversi modi:

1) Produzione di idrogeno on-site direttamente nella stazione di rifornimento;

2) Produzione di idrogeno in impianti centralizzati e trasporto alla stazione di rifornimento.

Sia nella produzione on-site che nella produzione centralizzata è possibile l’utilizzo di elettrolizzatori o

steam methane reformers (SMR). Ogni approccio ha i suoi vantaggi e compromessi. Mentre la produzione

centralizzata di idrogeno offre economie di scala per minimizzare il costo di generazione dell’idrogeno, la

necessità di distribuire l’idrogeno comporta costi di trasporto. Per la generazione di idrogeno

decentralizzata è vero esattamente il contrario. Trovare la configurazione ottimale richiede un'analisi

dettagliata che tenga conto della distribuzione geografica delle risorse locali per la produzione di idrogeno,

generazione di idrogeno e infrastrutture per il trasporto esistenti, domanda di idrogeno prevista presso la

stazione di rifornimento, distanza tra il luogo di produzione di idrogeno e la domanda di idrogeno.

In una prospettiva di incremento della produzione elettrica mediante fonti rinnovabili, appare strategico

localizzare la produzione di idrogeno da elettrolisi in prossimità dei siti di produzione da RES (sia in modalità

on-site che centralizzata), sfruttandone la produzione in surplus. Questi impianti, dotati di propri sistemi di

accumulo, avranno maggiori caratteristiche di dispacciabilità, le fonti rinnovabili diventeranno “più

programmabili”.

Garantire una densità minima di stazioni di rifornimento di idrogeno è un prerequisito fondamentale per

raggiungere l'interesse dei consumatori e garantire un ampio mercato per i veicoli FCEV. Attualmente è

stimato che circa 300 stazioni sono già state realizzate, principalmente dalle aziende Air Liquide, Linde, Air

Products (partener italiano è il Gruppo SAPIO), H2 Logic, particolarmente in Germania, Giappone, Stati Uniti

(California) e in Nord Europa (Danimarca e Olanda) negli ultimi dieci anni [11]. Sia in Germania che in

Giappone ci sono piani per costruire varie decine di nuove stazioni di rifornimento di idrogeno nei prossimi

mesi, in modo da completare l’esistente rete.

Le caratteristiche progettuali di una stazione di rifornimento di idrogeno sono determinate dalla domanda

giornaliera di idrogeno, dalla modalità di stoccaggio dell’idrogeno a bordo dei veicoli (ad esempio la

pressione a 350 bar o 700 bar), e il modo in cui l'idrogeno viene consegnato o prodotto in stazione.

Progettare e realizzare una stazione implica non trascurabili rischi finanziari, principalmente legati al ritmo

di diffusione del mercato FCEV e la conseguente domanda di idrogeno. Il rischio di investimento associato

con lo sviluppo delle stazioni di rifornimento è dovuto principalmente all’elevato investimento di capitale e

ai costi operativi, nonché il sottoutilizzo degli impianti durante la prima fase di sviluppo del mercato FCEV,

che può portare a un flusso di cassa negativo nei primi 10-15 anni (Figura 7).



Figura 7: Flusso di cassa delle stazioni di rifornimento nelle prima fase di sviluppo del mercato FCEV

Questa lunga "valle della morte" può essere minimizzata riducendo i costi di capitale e di esercizio e

massimizzando l'utilizzo della risorsa. Per coprire il periodo di flusso di cassa negativo, il sostegno pubblico

è necessario durante la fase di introduzione sul mercato dei veicoli FCEV.

Nella progettazione delle stazioni di rifornimento dell’idrogeno è auspicabile l’armonizzazione delle norme

europee. Senza inficiare la sicurezza, i costi possono diminuire, anche considerevolmente, se si riducono le

prescrizioni normative. Infine, sarà fondamentale garantire snellezza nelle pratiche autorizzative, evitando

che tempi burocratici lunghi possano scoraggiare gli operatori del settore e rallentare la transizione verso

una mobilità sostenibile.

Approfondimento: IL PROGETTO H2 ALTO ADIGE

In Italia spicca il progetto H2 Alto Adige. Produrre idrogeno, ovvero "carburante made in Alto Adige" generato tramite energie rinnovabili, stoccarlo, rifornire le silenziose vetture elettriche a emissioni zero per raggiungere una graduale indipendenza energetica, questa è l’idea alla base del progetto H2 di Bolzano. L'Alto Adige, nel 2006, ha deciso di perseguire questo importante obiettivo, attraverso una stretta collaborazione con l'Autostrada del Brennero SpA e grazie al sostegno del FESR, il Fondo Europeo per lo Sviluppo Regionale. L’impianto di produzione di Bolzano è considerato uno dei più grandi e innovativi a livello mondiale. I tre elettrolizzatori modulari sono in grado di produrre fino a 345 kg/giorno. L’idrogeno compresso e stoccato sotto forma gassosa attualmente può rifornire fino a 15 autobus urbani (con tratte giornaliere di 200-250 km) o fino a 700 vetture. Contemporaneamente alla messa in servizio del centro idrogeno sono stati avviati i progetti europei HYFIVE e CHIC.

Figura 8: La stazione idrogeno di Bolzano



3 Scenari europei per la transizione energetica nel settore dei trasporti

Numerosi studi hanno recentemente analizzato possibili scenari di transizione energetica nel settore dei

trasporti, con estensioni temporali fino al 2050. Questi scenari esplorano gli effetti sul consumo di energia,

le emissioni di CO2 e di altri inquinanti, i costi, i benefici economici e occupazionali legati all’introduzione

dell’idrogeno nel settore dei trasporti. Con la diffusione su vasta scala delle tecnologie dell'idrogeno nel

settore dei trasporti, le barriere economiche legate alla creazione di infrastrutture sono ridotte se

combinate con la rapida adozione della tecnologia, una maggiore penetrazione del mercato e un’elevata

domanda di idrogeno.

Partendo dal settore autovetture, nel “Technology Roadmap Hydrogen and Fuel Cells” [4], pubblicato

dall’IEA nel Giugno 2015, in una variante dell’ETP 2DS, l’ETP 2DS high H2, viene presentato uno scenario di

introduzione delle autovetture FCEV fino al 2050 (Figura 9). Per quanto riguarda le autovetture FCEV, l’IEA

prevede per i tre principali mercati, Stati Uniti, EU4 (Francia, Germania, Regno Unito, Italia) e Giappone i

seguenti target commerciali:

• 2020: saranno in circolazione circa 30,000 FCEVs;

• 2025: le vendite annue raggiungono i 400,000 FCEVs;

• 2030: le vendite cumulate raggiungono gli 8 milioni di FCEVs (2,3 milioni di vendite annue);

• 2050: la quota di FCEVs sul totale delle vendite di autovetture è di circa il 30% (25% lo share sullo

stock complessivo dei veicoli in circolazione), la frazione di veicoli convenzionali ICE e ibridi senza la

possibilità di inserimento nella rete elettrica dovrà scendere a circa il 30 % del parco veicoli.

Figura 9: Stock delle autovetture per tecnologia negli Stati Uniti, EU4 e Giappone nello scenario IEA 2DS high H2 fino al 2050

Per comprendere gli impatti macro-economici della transizione verso una mobilità alternativa, nell'arco di

tempo 2010-2050, il Report “Fuelling Europe's future. How auto innovation leads to EU jobs” [5] ha

sviluppato e dettagliatamente analizzato cinque scenari di evoluzione tecnologica. Tali Scenari sono

riassunti in Tabella 2.



Tabella 2: Scenari di evoluzione tecnologica riportati nel report “Fuelling Europe's future. How auto innovation leads to EU jobs”

Nome Scenario Descrizione

Reference Scenario (REF) Le emissioni di CO2 delle nuove vendite di autoveicoli in Europa rimangano agli attuali livelli di 135 g/km, la corrente suddivisione tra veicoli diesel e benzina rimane invariata e nessun ulteriore tecnologia viene introdotta per migliorare l’efficienza.

Current Policy Initiatives

(CPI) Raggiungimento dell'obiettivo proposto alle autovetture di 95 g/km nel 2020 e ai furgoni di 147 g/km nel 2020. Nessun ulteriore obiettivo politico viene fissato dopo il 2020, ci saranno comunque alcuni ulteriori progressi nella riduzione del consumo di carburante, guidati dalla preoccupazione dei consumatori per le emissioni di CO2, dall’ incremento nel prezzo del carburante e dal proseguimento nell’esistente sviluppo tecnologico (tasso di miglioramento inferiore all’1% all’anno dopo il 2020). L’introduzione di veicoli HEV nel nuovo parco auto raggiunge il 5% nel 2020, il 12 % nel 2030 e il 22 % entro il 2050.

Scenario Tech1 Lo scenario si propone di esplorare l'impatto di un’introduzione ambiziosa di veicoli HEV. Si presuppone una penetrazione di mercato per gli HEV del 10 % sulle nuove vendite di veicoli nel 2020, del 50 % nel 2030 e del 96 % nel 2050.

Scenario Tech2 Questo scenario presuppone una penetrazione di mercato dei veicoli HEV del 20 % nelle vendite di nuovi veicoli nel 2020, 42% nel 2030, 10 % nel 2050. I veicoli elettrici avanzati (PHEV, BEV, FCEV) vengono introdotti al 2.5 % nel 2020, 37 % nel 2030, 90 % nel 2050.

Scenario Tech3 Questo scenario presuppone un ritmo più rapido di introduzione dei veicoli elettrici avanzati (PHEV, BEV, FCEV), possibile con apposite misure di sostegno. Questo scenario presuppone una penetrazione di mercato dei veicoli elettrici avanzati del 9.5 % nel 2020, 80 % nel 2030 e 100 % nel 2050. I veicoli HEV raggiungono, nelle vendite di nuovi veicoli, il 20 % nel 2020, il 15 % nel 2030, il 0 % nel 2050.

Le innovazioni indagate negli scenari Tech1, Tech2 e Tech3 hanno portato alle seguenti conclusioni:

• Le emissioni dirette di CO2 delle auto e dei furgoni vengono ridotte tra il 64 % e il 93 % entro il

2050, contribuendo al raggiungimento dell’obiettivo UE di riduzione delle emissioni complessive dei

trasporti del 60 %.

• Le emissioni degli inquinanti dannosi alla salute sono drasticamente tagliate, l’NOx di oltre l’85

%, il particolato fine di oltre il 70 %.

• I consumatori selezionano i loro veicoli sulla base di un un'ampia gamma di fattori, di cui il costo del

capitale è solo un elemento. Nel calcolo dell’impatto complessivo sugli automobilisti legato al

miglioramento nell’efficienza dei veicoli, è anche utile guardare al “Costo Totale di Proprietà” (Total

Cost of Ownership, TCO), che include i costi del carburante e la manutenzione. Utilizzando un tasso

di sconto del 5 % i TCO delle diverse tecnologie automobilistiche sono attesi convergere verso il

2020 (ad eccezione dei FCEV), con il TCO di tutti i propulsori inferiore a quello del 2010, nonostante

la previsione di un significativo (circa +30%) aumento del prezzo dei combustibili (Figura 10). I

veicoli FCEV avvicinano i TCO delle altre tecnologie a partire dal 2030.



Figura 10: TCO delle diverse tecnologie automobilistiche (considerando un tasso di sconto del 5 %)

• Il passaggio a combustibili alternativi quali l'elettricità e l’idrogeno, può avere un impatto positivo

sull’economia europea. In primo luogo, porta a una maggior efficienza nei veicoli. Ancora più

importante, la produzione di elettricità e idrogeno con sempre maggior prevalenza una filiera

nazionale entro il 2050.

• Riducendo la spesa alla pompa dei cittadini dell'UE e spostandola verso altre aree dell’economia

con maggiore intensità di manodopera si determina la creazione di occupazione.

• Gli investimenti nelle infrastrutture per il rifornimento hanno un impatto positivo sul PIL, perché

stimolano l’industria nazionale e richiedono un alto input di lavoro nella catena di fornitura.

• L'Europa eccelle nella tecnologia per il settore automobilistico, un aumento della spesa per veicoli

a basse emissioni di carbonio creerà lavoro. Tra 660,000 e 1.1 milioni di nuovi posti di lavoro (al

netto dell’intera forza lavoro) potranno essere generati entro il 2030. Nel 2050, questi valori

salgono tra 1.9 e 2.3 milioni di nuovi posti di lavoro. La transizione verso veicoli a basse emissioni di

carbonio genererà la domanda di nuove competenze nella forza lavoro. L’Europa dovrà sviluppare

gli adeguati percorsi formativi per far crescere le necessarie competenze nella sua futura forza

lavoro.

• L'analisi suggerisce anche che la tassazione della maggior attività economica risultante da un

passaggio ai veicoli a basse emissioni in gran parte compensa le entrate fiscali perse dalla vendita

dei combustibili convenzionali (benzina e diesel).

Passando al settore autobus, a livello europeo è prevista l’attuazione di progetti dimostrativi su larga scala,

con un totale da circa 300 a 400 autobus FCEV in Europa entro il 2020 [19]. Attualmente 45 autorità dei

trasporti pubblici e gli operatori di autobus di 35 città da 12 paesi europei partecipano all'iniziativa di

commercializzazione denominata "Coalizione europea degli autobus FCEV”. I livelli di implementazione

necessari per la commercializzazione possono essere raggiunti in uno scenario di ramp-up europea. Questo

scenario considera i piani di distribuzione degli operatori della Coalizione, nonché degli operatori che

ancora devono essere mobilitati. Il quadro di questo scenario è un volume totale cumulativo assunto per

8,000-10,000 autobus FCEV necessari fino al 2025.



Alcune importanti iniziative europee hanno già iniziato a sostenere l'introduzione dell'idrogeno come

carburante per il trasporto attraverso lo sviluppo e l'attuazione di una strategia nazionale. Queste sono:

• Regno Unito: "UK H2 Mobility" (www.ukh2mobility.co.uk);

• Francia: "Mobilité hydrogène France" (www.afhypac.org) (Figura 11);

• Scandinavia: "Scandinavian Hydrogen Highway Partnership" (www.scandinavianhydrogen.org);

• Germania: "H2 Mobility" (h2-mobility.de).

Iniziative simili sono in fase di lancio anche in altri paesi europei come Austria, Belgio, Finlandia, Paesi Bassi,

Svizzera.

Figura 11: Proiezione del numero di stazioni di rifornimento ad idrogeno previsto in Francia

I progetti di cui sopra dimostrano che lo sviluppo di idrogeno come combustibile alternativo è possibile

quando si trova:

• una strategia stabilita per diffondere le stazioni di rifornimento di idrogeno;

• un forte sostegno del governo nazionale (legislativo e finanziario);

• una presenza importante di attori industriali nel campo dell’idrogeno;

• un potenziale di produzione di idrogeno “green”.

Questi possono essere riconosciuti come elementi fondamentali per la definizione di una strategia per la

mobilità ad idrogeno.



4 Scenario di introduzione dell’idrogeno nel settore dei trasporti

italiano

Il seguente contesto caratterizza lo stato attuale del settore dei trasporti in Italia:

• Al 2013 il settore dei trasporti rappresenta il 32.6 % dei consumi finali totali di energia (38,702

ktep su un totale di 118,696 ktep)4.

• Al 2013 le emissioni atmosferiche attribuibili al settore trasporti rappresentano il 24 % delle

emissioni totali nazionali (104.9 Mt CO2eq su un totale di 438.0 Mt CO2eq5).

• L’Italia è il Paese dell’Unione europea che registra più morti premature a causa

dell’inquinamento dell’aria. In Italia nel 2012 59,500 decessi prematuri sono attribuibili al

particolato fine (PM 2.5), 3,300 all’ozono (O3) e 21,600 al biossido di azoto (NO2) [12].

• Per quanto riguarda il trasporto su strada, al 2014 la consistenza del parco veicolare è risultata pari

a circa 49.2 milioni di veicoli, tra cui: 37.1 milioni di autovetture, 6.5 milioni di motocicli, 3.9

milioni di autocarri per merci, 97,914 autobus. Tra le autovetture la predominanza è netta per

l’alimentazione a benzina (51 %) e gasolio (41 %), seguono le alimentazioni ibride benzina/GPL (6 %)

e benzina/metano (2 %). Allo stato attuale, la presenza di veicoli elettrici avanzati (PHEV, BEV,

FCEV) è pressoché nulla. [13]

La definizione degli obiettivi nazionali è basata su criteri specifici e su una modellazione analitica di

dettaglio estesa fino al 31/12/2050, prendendo in considerazione i seguenti aspetti:

• obiettivi ambientali per la riduzione dei gas serra e delle emissioni inquinanti;

• futura flotta di veicoli alternativi attesi per diversi orizzonti temporali e stima della domanda futura

di idrogeno6;

• produzione dell’idrogeno e aumento della rete di alimentazione (cioè l'implementazione di

un'infrastruttura adeguata) per favorire lo sviluppo della mobilità alternativa e, di conseguenza, per

soddisfare le future esigenze della domanda.

L’intera analisi è stata scomposta nelle seguenti aree:

1. Dimensionamento del parco veicoli FCEV;

2. Produzione dell’idrogeno per il settore dei trasporti;

3. Integrazione delle rinnovabili elettriche;

4. Dimensionamento delle stazioni di rifornimento;

5. La prospettiva del consumatore;

6. Riduzione delle emissioni di CO2 e di altri inquinanti dannosi alla salute umana;

4 I dati del bilancio energetico nazionale sono di fonte Eurostat

5 I dati delle emissioni di gas ad effetto serra sono di fonte UNFCCC così come comunicati per l’Italia da ISPRA secondo

il mandato stabilito dal Decreto legislativo 51/2008 6 Lo scenario di introduzione dell’idrogeno nella mobilità italiana (denominato Scenario MobilitàH2IT), proposto in

questo Piano Nazionale di Sviluppo, è stato modellato tenendo conto degli studi di riferimento illustrati nel precedente Capitolo 3, adattandoli al contesto italiano



7. Misure di sostegno al Piano Nazionale di Sviluppo.

Un quadro tecnico complessivo dello Scenario MobilitàH2IT è ricomposto in Appendice 5.5, con analisi

quinquennale fino al 2050 (Tabella 8), con analisi annuale fino al 2025 (Tabella 9).

L’applicazione dello Scenario MobilitàH2IT permetterà, a partire da un approccio in captive fleet (2020-

2025), la diffusione su vasta scala delle tecnologie dell'idrogeno per il trasporto di massa (a partire dal

2026). Le barriere economiche legate al maggior costo dei veicoli ad idrogeno rispetto ai veicoli

convenzionali e alla creazione dell’infrastruttura di produzione e distribuzione, necessitano di un adeguato

finanziamento, dove specifici fondi nazionali dovranno accompagnare i fondi europei.

In questo studio viene dimensionata nel dettaglio la sola mobilità ad idrogeno mediante autovetture e

autobus FCEV, identificando il necessario finanziamento per il suo sviluppo. Per quanto riguarda il trasporto

merci, ferroviario, marittimo e i carrelli elevatori, date le prospettive di interesse, verranno comunque

quantificati in maniera proporzionale ulteriori necessari finanziamenti.

Nello Scenario MobilitàH2IT, l’idrogeno darà il suo contributo al rispetto degli obiettivi

energetico/ambientali europei e garantirà una miglior qualità dell’aria nelle città italiane. La

partecipazione ai tavoli di lavoro di questa iniziativa e l’interesse manifestato da numerose aziende italiane

mette le basi per un forte stimolo all’economia e all’occupazione italiana per i prossimi anni a venire.

4.1 Dimensionamento del parco veicoli FCEV

La vendita di autovetture FCEV proposta nello Scenario MobilitàH2IT è riportata in Figura 12 per il contesto

italiano7. Lo scenario di vendita in Italia delle autovetture FCEV pone come punto di partenza

un’introduzione di 1,000 autovetture entro il 2020, per poi raggiungere uno stock di circa 27,000 al 2025

(0.1 % del parco veicoli italiano), circa 290,000 al 2030 (0.7 % del parco veicoli italiano) e circa 8.5 M (20 %

del parco veicoli italiano) al 2050.

Figura 12: Scenario MobilitàH2IT, stock autovetture FCEV fino al 31/12/2050

Passando agli autobus, lo scenario di ramp-up italiano è indicato in Figura 138. Lo scenario di vendita in

Italia degli autobus FCEV prevede obiettivi più ambizioni rispetto alle autovetture. Gli operatori del

trasporto pubblico, attivi in ambito cittadino, dovranno infatti garantire un ruolo guida nella transizione

7 Nel calcolo dello stock autovetture FCEV è stato considerato un life-time di 12 anni

8 Nel calcolo dello stock autobus FCEV è stato considerato un life-time di 12 anni



verso una mobilità alternativa, specialmente nelle prime fasi di mercato. Il punto di partenza è posto

nell’introduzione di 100 autobus entro il 2020, per poi raggiungere uno stock di circa 1,100 al 2025 (1.1 %

dello stock totale), circa 3,700 al 2030 (3.8 % dello stock totale) e circa 23,000 al 2050 (25.0 % dello stock

totale).

Figura 13: Scenario MobilitàH2IT, stock autobus FCEV fino al 31/12/2050

Una panoramica dei costi per autovetture e autobus FCEV applicati nello Scenario MobilitàH2IT è illustrata

in Tabella 4 (Appendice 5.1). Il costo dei modelli FCEV è posto a confronto con il costo dei modelli diesel.

Per gli autobus FCEV si è utilizzata l’ipotesi “Heavy-duty FC” nel valore minimo per il 2020 e il 2025, l’ipotesi

“Automotive FC ̴100k FC cars” per il 2030; nel periodo 2030-2050 sono stati utilizzati gli stessi trend di

evoluzione dei prezzi indicati dal settore automobilistico.

I parametri tecnici utlizzati per le autovetture FCEV [4], [14] e per gli autobus FCEV [6], riguardanti

l’efficienza (feul economy), la vita (life-time) e la percorrenza annua (km/anno), sono riportati in Tabella 5

(Appendice 5.1). Un notevole miglioramento nella fuel economy delle autovetture e degli autobus FCEV è

atteso fino al 2050, incrementando la competitività con i veicoli convenzionali ICE, soggetti anch’essi a

miglioramenti ma in maniera meno marcata. Questo fa si che la percentuale di finanziamento per gli

acquirenti (eco-bonus), nella copertura del costo addizionale dei veicoli FCEV, potrà essere ridotta

progressivamente.

La domanda di idrogeno alla pompa delle autovetture FCEV e degli autobus FCEV introdotti nello Scenario

MobilitàH2IT, applicando i parametri della Tabella 5, è indicata in Figura 14. Al 2020 è prevista una

domanda alla pompa di circa 2,000 kg/giorno, portata a circa 25,600 kg/giorno al 2025.



Figura 14: Scenario MobilitàH2IT, domanda H2 alla pompa veicoli FCEV fino al 31/12/2050

4.2 Produzione dell’idrogeno per il settore dei trasporti

Negli scenari proposti per questo Piano Nazionale di Sviluppo, l’idrogeno può essere prodotto secondo

quattro diverse modalità operative:

1) Produzione di idrogeno in impianti centralizzati mediante SMR (H2 da SMR C) e trasporto gassoso

su camion fino alla stazione di rifornimento;

2) Produzione di idrogeno in impianti centralizzati mediante elettrolisi da rinnovabili (H2 da ELR C) e

trasporto gassoso su camion fino alla stazione di rifornimento;

3) Produzione di idrogeno on-site nella stazione di rifornimento mediante elettrolisi con energia

elettrica da rete (H2 da ELG OS);

4) Produzione di idrogeno on-site nella stazione di rifornimento mediante elettrolisi con energia

elettrica rinnovabile (H2 da ELR OS).

La produzione centralizzata di idrogeno da SMR, a basso costo, permetterà di agevolare il periodo di

transizione iniziale 2020-2030. Superata questa fase, è previsto di non incrementare ulteriormente la

capacità installata di SMR, tutta la nuova produzione di idrogeno avverrà mediante elettrolisi. In particolare

dovrà essere particolarmente incentivato l’utilizzo di energia rinnovabile prodotta on-site (autoconsumo).

Lo Scenario MobilitàH2IT permette una rapida transizione verso una produzione di idrogeno “green” da

elettrolisi e il raggiungimento di risultati ambizioni in termini di:

1) Maggior contributo dei veicoli FCEV nella riduzione delle emissioni di CO2;

2) Maggior indipendenza energetica nazionale;

3) Maggior potenzialità di integrazione delle fonti rinnovabili non programmabili (fotovoltaico, eolico).

Lo Scenario MobilitàH2IT utilizza le seguenti assunzioni per quanto riguarda la produzione e il trasporto

dell’idrogeno:

• un’efficienza complessiva di compressione, trasporto e distribuzione pari all’80 % [4];

• annual load factor (AL) degli impianti di produzione pari all’85 % [4];



• per l’idrogeno prodotto off-site, costi medi di trasporto in forma gassosa su camion pari a 2 €/kg al

2020 (con incremento annuo di costo dell’1%) [11];

• costi finanziari pari al 7% [6];

• margine di guadagno per la produzione pari al 20%;

• margine di guadagno per il trasporto pari al 20%.

Il costo di produzione e trasporto dell’idrogeno viene quindi calcolato sulla base di parametri economici

quali i costi di investimento (CAPEX), costi finanziari, costi dell’energia primaria (gas ed elettricità), costi

operativi e di manutenzione (OPEX), costi di trasporto e margini di guadagno, così come sulla base di

parametri tecnici quali l'efficienza di conversione e il life-time. In Tabella 6 (Appendice 5.2) le principali

assunzioni adottate nello Scenario MobilitàH2IT.

Per quanto riguarda l’energia primaria da rete sono stati presi come riferimento i costi lordi al 2014 in Italia

[15]:

• energia elettrica da rete: consumatori industriali con fascia di consumo annua 2,000-20,000 MWh,

prezzo lordo 175.5 euro/MWh,

• gas naturale da rete: consumatori industriali con fascia di consumo annua 263-2,627 migliaia di m3,

prezzo lordo 43.11 euro/migliaia di m3 (41.06 euro/MWh).

Nel caso di produzione di elettricità rinnovabile (es: eolico, fotovoltaico) e utilizzo on-site per elettrolisi è

considerato un valore medio dell’elettricità pari a 63.52 euro/MWh nel periodo 2012-2014 [16]. Tale prezzo

medio riflette il PUN di Baseload nel periodo 2012-2014. Va ricordato che in Italia, oltre al valore acquisito

sul mercato elettrico, la produzione di energia rinnovabile è remunerata anche mediante appositi

meccanismi di incentivazione. Sia per l’energia elettrica che per il gas è previsto un incremento annuo di

costo dell’1%.

La produzione di idrogeno, con relativo mix, nello Scenario MobilitàH2IT è indicata in Figura 15. Al 2020 è

prevista una domanda di produzione pari a circa 2,500 kg/giorno (circa 1,500 kg/giorno da SMR e circa

1,000 kg/giorno da elettrolisi), portata a circa 32,000 kg/giorno al 2025 (circa 12,800 kg/giorno da SMR e

circa 19,200 kg/giorno da elettrolisi).

Figura 15: Scenario MobilitàH2IT, produzione H2 fino al 31/12/2050



In Figura 16 sono stati analizzati e comparati i costi di produzione e trasporto dell’idrogeno nelle quattro

modalità operative precedentemente descritte. Il costo di produzione e trasporto dell’idrogeno è calcolato

sulla base di parametri economici quali i costi di investimento (CAPEX), costi finanziari, costi dell’energia

primaria (gas ed elettricità), costi operativi e di manutenzione (OPEX), margine di guadagno sulla

produzione, costi di trasporto e margine di guadagno sul trasporto, così come sulla base di parametri

tecnici quali l'efficienza di conversione e il life-time.

Figura 16: Scenario MobilitàH2IT, costo di produzione e trasporto H2 fino al 31/12/2050

4.3 Integrazione delle rinnovabili elettriche

Come già descritto nel Capitolo 2, la produzione di idrogeno da energia elettrica e lo stoccaggio in forma

gassosa o liquefatta potrebbe rappresentare una valida opzione per aumentare la flessibilità del sistema

energetico, consentendo l'integrazione di elevate quote di fonti rinnovabili non programmabili

(fotovoltaico, eolico).

In questo Piano Nazionale di Sviluppo viene proposto l’accumulo mediante power to fuel: l'elettricità viene

trasformata in idrogeno utilizzato poi come combustibile per FCEV nel settore dei trasporti. La Figura 17

quantifica il potenziale di integrazione delle rinnovabili elettriche offerto nello Scenario MobilitàH2IT:

circa 2.3 TWh/anno al 2030, circa 24.7 TWh/anno al 2040, circa 47 TWh/anno al 2050.



Figura 17: Scenario MobilitàH2IT, potenziale di integrazione delle rinnovabili elettriche fino al 31/12/2050

4.4 Dimensionamento delle stazioni di rifornimento

La configurazione dell’infrastruttura di rifornimento è determinata da molti parametri, tra cui: la domanda

di idrogeno, la densità di popolazione dell'ambiente urbano, ipotesi sulla necessaria prossimità di una

stazione rispetto ad un'altra per i consumatori. Per necessità operative, autovetture e autobus saranno

serviti da stazioni di rifornimento diverse.

Le stazioni più piccole saranno costruite nelle due fasi iniziali di captive fleet (2020-2022 e 2023-2025), a

servizio di piccole flotte di veicoli. Nella prima fase 2020-2022 si prevedono captive fleets fino a 99-109

autovetture e fino a 10-11 autobus, con stazioni rispettivamente da 50 kg/giorno e 200 kg/giorno. Nella

seconda fase 2023-2025 si prevedono captive fleets fino a 222-229 autovetture e fino a 29 autobus, con

stazioni rispettivamente da 100 kg/giorno e 500 kg/giorno. La costruzione di piccole stazioni permette il

rapido raggiungimento di una copertura minima delle principali arterie di trasporto (TEN-T) e dei principali

centri abitati, garantendo il successivo passaggio alla mass transportation. Dopo questa fase iniziale è

prevista solamente la costruzione di stazioni di grande taglia, 500 kg/giorno per le autovetture (in grado di

rifornire fino a 1169 autovetture/giorno al 2026) e 1000 kg/giorno per agli autobus (in grado di rifornire

fino a 60 autobus/giorno al 2026), economicamente attrattive per gli operatori del settore.

L’approccio captive fleet permette i seguenti benefici:

• I mezzi di trasporto e le stazioni di rifornimento dell’idrogeno saranno sviluppati una volta

identificato un numero sufficiente di clienti locali;

• Un adeguato fattore di carico (AL) per le stazioni di rifornimento già dai primi anni, evitando rischi

di sottoutilizzo;

• Notevole riduzione della necessità di investimento.

Le captive fleet sono flotte di veicoli con modelli di guida e di rifornimento prevedibili. Ogni flotta fa

riferimento ad una specifica stazione di rifornimento. Esempi di captive fleet sono le flotte di taxi, veicoli

per la consegna della merce, le flotte di veicoli per i dipendenti comunali, per le forze dell’ordine, veicoli

della posta, flotte di veicoli aziendali. Tali utenze devono essere coinvolte per il successo della prima fase di

introduzione sul mercato.



Lo Scenario MobilitàH2IT utilizza le seguenti assunzioni per quanto riguarda le stazioni di rifornimento

dell’idrogeno:

• annual load factor (AL) delle stazioni di rifornimento pari al 70 % fino al 2020 e al 75% nel periodo

successivo per le autovetture e 80% fino al 2020 e 90 % nel periodo successivo per gli autobus;

• costi finanziari pari al 7 % [6],

• margine di guadagno per le stazioni di rifornimento pari al 20 %.

Numero e tipologia delle stazioni di rifornimento, per autovetture FCEV e autobus FCEV, nello Scenario

MobilitàH2IT è indicato in Figura 18.

Figura 18: Scenario MobilitàH2IT, numero e tipologia stazioni rifornimento per autovetture FCEV e autobus FCEV fino al 31/12/2050

In Figura 19 e in Figura 20 è indicata una possibile ubicazione delle stazioni di rifornimento per autovetture

FCEV e autobus FCEV previste al 31/12/2020 e al 31/12/2025. La scelta dell’ubicazione rispetta i seguenti

criteri:

• Città già attive o in fase progettuale avanzata per la sperimentazione del trasporto idrogeno, alla

data di redazione del seguente Piano Nazionale di Sviluppo (Bolzano, Milano, Sanremo, Roma,

Venezia, Brunico, Rovereto);

• Popolazione residente nel comune (priorità ai comuni con maggior popolazione, dati ISTAT 2015).

La Figura 19 e la Figura 20 sono solamente fornite per ipotizzare una possibile distribuzione territoriale

delle stazioni di rifornimento dell’idrogeno. L’effettiva ubicazione dipenderà infatti dall’adesione delle città

alle call di finanziamento appositamente promosse a livello europeo e nazionale.

Per quanto riguarda le autovetture, l’infrastruttura disponibile a fine 2020 permette solamente l’attività di

un numero limitato di captive fleets in alcune città italiane, a fine 2025 invece l’infrastruttura appare

adeguata per una vera e propria mass transportation. L’ubicazione delle stazioni è ben collocata rispetto

alla rete TEN-T e alla rete autostradale italiana.

Passando ad un’analisi economica, in Tabella 7 (Appendice 5.3) vengono riportate le principali assunzioni

adottate nello Scenario MobilitàH2IT. I costi di investimento e operativi delle stazioni di rifornimento

proposti in questo Piano Nazionale di Sviluppo sono basati sui dati forniti dal report realizzato per

l’European Climate Foundation, “En route pour un transport durable”, realizzato da Cambridge

Econometrics nel Novembre 2015 [10]. I costi di investimento includono i seguenti componenti:

10 141 3461296

2999

4626

5590

10

56 96

156

222 266

322



compressore, stoccaggio idrogeno, equipaggiamento per il pre-raffreddamento/refrigerazione, distributori,

costi civili di preparazione dell’area destinata alla stazione, costi progettuali. I costi di investimento delle

stazioni di riferimento dell’idrogeno sono previsti decrescere di circa il 50% entro il 2030, riflettendo

ottimizzazioni nel design e incrementi nei volumi di mercato e nel numero di operatori del settore.

Il costo di distribuzione dell’idrogeno è stato calcolato sulla base di parametri economici quali i costi di

investimento (CAPEX), costi finanziari, costi operativi e di manutenzione (OPEX) e margine di guadagno, così

come sulla base di parametri tecnici quali il life-time (Figura 21). Appare chiaro che le stazioni di più piccole

dimensioni presentano costi di distribuzione dell’idrogeno maggiori rispetto alle stazioni più grandi.

Figura 19: Ubicazione delle stazioni di rifornimento previste al 31/12/2020 per autovetture FCEV (sx) e autobus FCEV (dx)

Stazione per autovetture FCEV Stazione per autobus FCEV



Figura 20: Ubicazione delle stazioni di rifornimento previste al 31/12/2025 per autovetture FCEV (sx) e autobus FCEV (dx)

Figura 21: Scenario MobilitàH2IT, costo distribuzione fino al 31/12/2050, in stazioni da 50, 100, 200, 500 e 1000 kg/giorno

4.5 La prospettiva del consumatore

Il costo finale dell’idrogeno alla pompa è stato valutato come somma dei costi di produzione, trasporto e

distribuzione, analizzati in dettaglio nelle sezioni precedenti (Figura 25, Appendice 5.4).

Stazione per autovetture FCEV Stazione per autobus FCEV



Come facilmente prevedibile, tra le modalità considerate, l’idrogeno più economico è quello prodotto

mediante elettrolisi on-site con autoconsumo da rinnovabili e mediante SMR centralizzato, in stazioni di

grandi dimensioni (500 kg/giorno per le autovetture e 1000 kg/giorno per gli autobus).

Al fine di valutare la competitività del vettore idrogeno rispetto al concorrenziale diesel, è stato valutato il

costo per la percorrenza di 100 km per autovetture e autobus FCEV e per autovetture e autobus diesel. Il

costo per la percorrenza di 100 km dipende dal costo del vettore energetico alla pompa e dalla fuel

economy del veicolo. I risultati di questa comparazione sono riportati in Figura 26 (Appendice 5.4) e

mostrano un quadro di complessivo interesse per l’utente finale.

Per le autovetture, nella prima fase 2020-2022, nonostante l’utilizzo di stazioni di piccole dimensioni (50

kg/giorno) e gli elevati costi di mercato di tutte le componenti di produzione/distribuzione, i costi del

vettore idrogeno sono alla pari con il vettore diesel nella produzione da elettrolisi on-site con

autoconsumo da rinnovabili e mediante SMR centralizzato, mentre sono superiori di circa 2 euro/100 km

in modalità “H2 da ELR C” e di circa 6 euro/100 km in modalità “H2 da ELG OS”. Nella seconda fase, cioè dal

2023, il passaggio a stazioni più grandi, dapprima 100 kg/giorno e poi 500 kg/giorno, nonché la rapida e

notevole diminuzione del costo di mercato di tutte le componenti di produzione/distribuzione rende il

vettore idrogeno ancor più conveniente rispetto al vettore diesel, da subito anche in modalità “H2 da ELR

C”, poco prima del 2030 nella modalità “H2 da ELG OS”.

Per gli autobus, già dal 2020 (stazioni 200 kg/giorno) il vettore idrogeno è più conveniente rispetto al

vettore diesel nella produzione da elettrolisi on-site con autoconsumo da rinnovabili e mediante SMR

centralizzato, mentre è più costoso sia in modalità “H2 da ELR C” che in modalità “H2 da ELG OS”. Dal 2025,

il passaggio a stazioni da 1000 kg/giorno, nonché la rapida e notevole diminuzione del costo di mercato di

tutte le componenti di produzione/distribuzione rende il vettore idrogeno più conveniente rispetto al

vettore diesel anche nella modalità “H2 da ELR C”.

Riassumendo, la competitività del vettore idrogeno si manifesterà in tempi rapidi, già nella fase inizale con

captive fleets, ancor più nel momento in cui si raggiungerà la maturità commerciale e l’idrogeno sarà

distribuito in stazioni di grandi dimensioni (a partire dal 2025 con stazioni da 500 kg/giorno per le

autovetture e 1000 kg/giorno per gli autobus).

4.6 Riduzione delle emissioni di CO2 e di altri inquinanti dannosi alla salute

umana

Le emissioni di CO2 dipendono dalle modalità di produzione dell’idrogeno, dall’efficienza del processo

produttivo e dalle emissioni delle fonti primarie, definite in questo studio mediante lo Standard Emission

Factor (SEF) dell’IPCC 2006. Lo SEF del gas è pari a 0.202 (tCO2/MWh), quello delle energie rinnovabili è 0,

quello della rete elettrica dipende dal suo mix di generazione. In tal senso sono state considerate le

prospettive di mix energetico nei consumi elettrici della rete elettrica italiana fino al 2050 (elaborazione da

dati ENEA [9]), comprensive di SEF per la produzione termoelettrica lorda (elaborazione da dati ISPRA).

Solamente la produzione di idrogeno mediante elettrolisi da fonti energetiche rinnovabili è priva di

emissioni di CO2. Invece, fino al 2036 è atteso in Italia un maggior impatto per la produzione di idrogeno

derivante da elettrolisi con elettricità da rete rispetto allo SMR.



La potenzialità di riduzione delle emissioni di CO2 nello Scenario MobilitàH2IT (Figura 22) è stata calcolata

comparando le emissioni per il mix di produzione di idrogeno destinato ai veicoli FCEV rispetto alle

emissioni dei veicoli diesel di ultima generazione (Reference Scenario). Per lo Scenario MobilitàH2IT si sono

ipotizzate due opzioni: (1) la produzione da elettrolisi avviene con elettricità solo da rete elettrica con mix

nazionale, (2) la produzione da elettrolisi avviene con elettricità solo da produzione rinnovabile. Nel

Reference Scenario, per le autovetture diesel lo standard di riferimento è quello raggiunto dai nuovi veicoli

venduti in Unione Europea nel 2014 (123.4 gCO2/km), per gli autobus lo standard EURO VI (1,200 gCO2/km).

Al 2020, la riduzione delle emissioni di CO2 garantite dalla mobilità idrogeno, rispetto allo stato attuale del

Reference Scenario, è in un range tra 269 e 5,066 t/anno, per poi raggiungere un range tra circa 8,000 e

92,000 t/anno al 2025, circa 116,000 - 655,000 t/anno al 2030 e circa 12 - 15 Mt/anno al 2050.

Figura 22: Scenario MobilitàH2IT, riduzione delle emissioni di CO2 rispetto al Reference Scenario fino al 31/12/2050

Il settore dei trasporti è anche responsabile dell’emissioni di inquinati atmosferici dannosi alla salute

umana, specialmente in ambiente cittadino. E’ allarmante l’analisi dagli scienziati Nasa, con dati raccolti

tra il 2005 e il 2014 dall’Ozone Monitoring Instrument olandese-finlandese a bordo del satellite Aura. Sono

state esaminate 195 città e regioni in tutto il mondo per tracciare le tendenze dell’inquinamento del

diossido di azoto (NO2) che a livello del suolo genera ozono. L’NO2 è prodotto soprattutto dagli scarichi

delle auto, dall’attività industriale e dalle centrali elettriche ed è tra le principali minacce delle vie

respiratorie polmonari in ambiente urbano. Tra le zone più inquinate c’è la Pianura Padana (Figura 23,

Nasa/Goddard Space Flight Center).



Figura 23: Concentrazione di NO2 nella troposfera (entro circa 15 mila metri) nel 2014 (Nasa/Goddard Space Flight Center).

L’ultimo rapporto sulla qualità dell’aria “Mal’ARIA di città 2016” pubblicato da Legambiente [17] evidenzia

come in Italia il problema dell’inquinamento atmosferico sia diffuso e giunto ad un livello ormai cronico.

Nel rapporto sono stati analizzati i livelli di inquinamento in 90 città italiane. È emerso che nel corso del

2015 in più della metà (il 53%) il livello di PM10 ha oltrepassato il limite, fissato per legge a 50 microgrammi

per metro cubo da non superare per più di 35 volte in un anno.

L’Italia è il Paese dell’Unione Europea che registra più morti premature a causa dell’inquinamento

dell’aria. In Italia nel 2012 59,500 decessi prematuri sono attribuibili al particolato fine (PM 2.5), 3,300

all’ozono (O3) e 21,600 al biossido di azoto (NO2). L’Italia guida la triste classifica europea delle morti da

biossido di azoto, anche sull’ozono è prima in Europa, mentre sulle polveri sottili, emesse anche dalla

combustione delle biomasse, condivide la prima posizione con la Germania [12].

In Tabella 3 il potenziale di riduzione dei principali inquinanti atmosferici grazie all’applicazione dello

Scenario MobilitàH2IT.

Tabella 3: Scenario MobilitàH2IT, riduzione dei principali inquinanti atmosferici attribuiti al trasporto su strada fino al 31/12/2050

Riduzione

emissioni 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

SO2 (kg/anno) 10 265 2,847 15,725 40,267 66,183 83,629

NOx (t/anno) 49 627 3,159 11,886 27,455 43,981 55,525

CO (t/anno) 25 473 4,033 20,644 51,986 85,109 107,530

PM10 (kg/anno) 964 13,543 82,551 358,016 864,228 1,400,315 1,768,572



4.7 Misure di sostegno al Piano Nazionale di Sviluppo

Al fine di promuovere i carburanti alternativi e lo sviluppo delle relative infrastrutture, i quadri politici

nazionali devono redigere un elenco di azioni/misure da sostenere, classificabili nelle seguenti categorie in

base alla loro natura:

Misure

giuridiche

Le informazioni sulle misure giuridiche, che possono consistere in misure legislative, regolamentari o amministrative a sostegno della realizzazione di un'infrastruttura per i combustibili alternativi.

Misure

strategiche • incentivi diretti per l'acquisto di mezzi di trasporto alimentati con combustibili alternativi, o per

la costruzione dell'infrastruttura;

• disponibilità di incentivi fiscali per promuovere i mezzi di trasporto alimentati con combustibili

alternativi e l'infrastruttura pertinente;

• uso di appalti pubblici a sostegno dei combustibili alternativi;

• incentivi non finanziari sul versante della domanda: ad esempio, accesso preferenziale ad aree a

circolazione limitata, politica dei parcheggi, corsie dedicate;

• procedure tecniche e amministrative e normativa in relazione all'autorizzazione della fornitura

di combustibili alternativi al fine di agevolarne il processo autorizzativo.

Ricerca,

sviluppo

tecnologico e

dimostrazione

Stanziamenti nei bilanci pubblici annuali destinati al sostegno di ricerca, sviluppo tecnologico e dimostrazione sui combustibili alternativi, ripartiti per combustibile e per modo di trasporto.

Misure di

policy

L’idrogeno come combustibile alternativo dovrebbe essere preso in considerazione nella redazione dei piani strategici preparati da tutte le autorità regionali e da quelle locali con un numero di abitanti superiore ad un valore fisso (ad esempio piano di mobilità urbana, PAES, ecc.).

Misure di

comunicazione

Promozione nella consapevolezza delle caratteristiche tecniche e di sicurezza dei combustibili alternativi.

Le informazioni sulle misure giuridiche, che possono consistere in misure legislative, regolamentari o

amministrative a sostegno della realizzazione di un'infrastruttura per i combustibili alternativi sono

illustrate in Appendice 5.6.1.

La riuscita dello Scenario MobilitàH2IT è vincolata alla disponibilità sia di incentivi pubblici UE&IT (europei

e nazionali) che di investimenti privati e PL (pubblici locali: regionali, provinciali, comunali). Gli incentivi

pubblici possono essere concessi sia mediante finanziamenti a fondo perduto, sia mediante partnership

pubblico/private (PPP), sia mediante esenzione dalle tasse/detrazioni fiscali.

Il programma quadro Horizon 2020, istituito dal regolamento (UE) n. 1291/2013 del Parlamento europeo e

del Consiglio [18], sosterrà la ricerca e l'innovazione per quanto riguarda i veicoli alimentati con

combustibili alternativi e le relative infrastrutture, specialmente attraverso la sfida sociale «Trasporti

intelligenti, ecosostenibili e integrati».

Con un budget di 451 miliardi di euro fino al 2020, i “Fondi strutturali e di investimento europei” sono lo

strumento principale della politica di investimento dell'Unione Europea. In molti paesi essi forniscono la

maggior parte degli investimenti pubblici. Buona parte di questi fondi dovrà essere destinata in ricerca e

innovazione, sostenere l’unione energetica europea e la transizione verso un'economia a basse emissioni di

carbonio. L'efficienza energetica, la produzione di energia pulita, infrastrutture “verdi” e il trasporto

sostenibile sono tra le aree prioritarie.



Gli orientamenti della rete transeuropea di trasporto (TEN-T) prescrivono la decarbonizzazione di tutti i

modi di trasporto attraverso l'efficienza energetica e l'introduzione di sistemi di propulsione alternativi e la

fornitura dell'infrastruttura corrispondente. I porti interni e marittimi, gli aeroporti e le strade della rete

centrale devono prevedere la disponibilità di combustibili alternativi. Lo strumento di finanziamento della

TEN-T rende ammissibile alle sovvenzioni la realizzazione nella rete centrale TEN-T di tali nuove tecnologie

e innovazioni, compresa l'infrastruttura per combustibili puliti alternativi. Questo progetto aiuterà in

maniera determinante l'economia europea nella sua crescita e competitività, con un budget di 24.05

miliardi di euro fino al 2020.

Infine, la Banca Europea per gli Investimenti (BEI), in stretta collaborazione con gli Stati membri e la

Commissione Europea, sostiene il finanziamento per l’introduzione sul mercato e lo sviluppo di nuove

tecnologie e innovazioni, promuove la mobilità pulita e sostenibile, così come l'implementazione delle

infrastrutture di supporto per i carburanti alternativi. I potenziali beneficiari dei finanziamenti della BEI

possono essere soggetti giuridici pubblici, privati o PPP. Il Fondo ELENA (“European Local ENergy

Assistance”, http://www.eib.org/products/advising/elena/index.htm) fa parte del più ampio sforzo della

BEI per sostenere gli obiettivi di politica climatica ed energetica dell'UE. Questa iniziativa congiunta BEI-

Commissione Europea aiuta le autorità locali e regionali nel promuovere l'efficienza energetica o progetti

di energia rinnovabile. E’ sulla buona strada per mobilitare più di 1,6 miliardi di euro di investimenti nei

prossimi anni. ELENA copre fino al 90% dei costi di supporto tecnico necessario per preparare, attuare e

finanziare il programma di investimenti. Questo potrebbe includere fattibilità e ricerche di mercato,

programma di strutturazione, diagnosi energetiche e preparazione della procedura di gara.

Lo Scenario MobilitàH2IT indica una partecipazione nella quota di finanziamenti pubblici UE&IT al 60% da

fondi comunitari europei e al 40% da fondi nazionali italiani.

Considerando le prospettive tecnologiche e di mercato, almeno fino al 2030, appaiono non trascurabili due

barriere finanziarie:

1) L’investimento nell’acquisto dei costosi veicoli FCEV;

2) L’investimento nella realizzazione degli impianti di produzione e nelle stazioni di distribuzione

dell’idrogeno.

Il successo di questo Piano Nazionale di Sviluppo potrà essere raggiunto solamente se saranno

efficacemente superate entrambe le barriere finanziarie. Non è infatti possibile sviluppare un mercato per

i veicoli FCEV senza un’adeguata infrastruttura di produzione e distribuzione dell’idrogeno e viceversa, non

è sostenibile sviluppare un’infrastruttura di produzione e distribuzione dell’idrogeno senza una domanda

da parte di veicoli FCEV in circolazione.

Riguardo al primo punto, lo Scenario MobilitàH2IT individua come necessaria la copertura pubblica di parte

del costo addizionale (differenza tra costo del veicolo FCEV e costo del veicolo diesel). Tale copertura (% del

costo addizionale) è modellata in funzione delle aspettative di miglioramento della fuel efficiency dei veicoli

e della riduzione dei costi dell’idrogeno alla pompa, già ampiamente descritte in precedenza. In particolare:

• % copertura pubblica UE&IT costo addizionale autovetture FCEV: 50% fino al 2020, 40% dal 2021

al 2025, 20% dal 2026 al 2030, nulla a partire dal 2031;



• % copertura pubblica UE&IT costo addizionale autobus FCEV: 50%9 fino al 2020, 40% dal 2021 al

2025, 20% dal 2026 al 2030, 15% dal 2031 al 2035, 5% dal 2036 al 2050.

Passando al secondo punto, al fine di agevolare il rischio di investimento associato allo sviluppo degli

impianti di produzione e delle stazioni rifornimento dell’idrogeno, è stato individuato un sostegno pubblico

UE&IT:

• per le stazioni di rifornimento: 40% fino 2020, 35% dal 2021 al 2025, 30% dal 2026 al 2030, 20% dal

2031 al 2035, 10% dal 2036 al 2040, 5% dal 2041 al 2050;

• per gli impianti di produzione da SMR: 15% fino al 2025, 10% nel periodo 2026-2030;

• per gli impianti di produzione da elettrolisi: 40% fino 2020, 35% dal 2021 al 2025, 30% dal 2026 al

2030, 25% dal 2031 al 2035, 20% dal 2036 al 2040, 15% dal 2041 al 2050;

Per le altre tipologie di mobilità lo Scenario MobilitàH2IT propone il seguente schema di finanziamento

pubblico UE&IT, finalizzato allo sviluppo di alcune attività sperimentali sul territorio italiano:

• trasporto merci ad idrogeno: 5% dei finanziamenti per mobilità autovetture + autobus;

• trasporto ferroviario ad idrogeno: 3% dei finanziamenti per mobilità autovetture + autobus;

• trasporto navale ad idrogeno: 3% dei finanziamenti per mobilità autovetture + autobus;

• carrelli elevatori ad idrogeno: 3% dei finanziamenti per mobilità autovetture + autobus.

In Appendice 5.6 viene dettagliata sia l’analisi finanziaria quinquennale fino al 2050 che l’analisi finanziaria

annuale fino al 31/12/2025.

Figura 24: Scenario MobilitàH2IT, finanziamenti pubblici UE&IT necessari fino al 31/12/2025

Per la riuscita dello Scenario MobilitàH2IT sono previsti come necessari finanziamenti pubblici UE&IT pari

a circa 47 M€ fino al 2020 e circa 419 M€ nel successivo periodo 2021-2025, di cui 60% da fondi

comunitari europei e 40 % da fondi nazionali italiani (Figura 24).

9 Nella Call europea “Large scale validation of fuel cell bus fleets” (Deadline 03 May 2016) è definito un finanziamento

pari a 200,000 € per standard bus (il cui costo non deve superare i 650,000 €). Per le stazioni di rifornimento è definito un finanziamento di 1,200,000 € per grandi stazioni (20 autobus) e 600,000 € per piccole stazioni (10 autobus) http://ec.europa.eu/research/participants/portal/desktop/en/opportunities/h2020/topics/12145-fch-01-9-2016.html



5 Appendici

5.1 Dimensionamento del parco veicoli FCEV

Tabella 4: Scenario MobilitàH2IT, analisi comparativa del costo autovetture e autobus in versione diesel e FCEV

Costo in euro Fonte 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Autovettura

diesel [4] 19,288 20,086 20,883 21,119 21,355 21,590 21,826

Autovettura

FCEV [4] 51,400 36,794 22,188 22,134 22,080 22,025 21,971

Autobus diesel [6] 233,000 238,000 244,000 246,755 249,509 252,264 255,018

Autobus FCEV [6] 570,000 420,000 320,000 319,218 318,435 317,653 316,870

Tabella 5: Scenario MobilitàH2IT, parametri tecnici per le autovetture FCEV per gli autobus FCEV

FCEV Fonte 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Fuel economy autovettura FCEV (kgH2/100

km) [4] 1.00 0.90 0.80 0.75 0.70 0.65 0.6

Life-time autovettura FCEV (anni) [4] 12 12 12 12 12 12 12

Percorrenza annua (km/anno) autovettura

FCEV [14] 12,900 12,900 12,900 12,900 12,900 12,900 12,900

Fuel economy autobus FCEV (kgH2/100 km) [6] 8.6 7.95 7.3 6.98 6.65 6.32 6.00

Life-time autobus FCEV (anni) [6] 12 12 12 12 12 12 12

Percorrenza annua (km/anno) autobus

FCEV [6] 68,000 68,000 68,000 68,000 68,000 68,000 68,000



5.2 Produzione dell’idrogeno per il settore dei trasporti

Tabella 6: Parametri economici e tecnici utilizzati per la produzione idrogeno nello Scenario MobilitàH2IT

Parametro Unità Fonte 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Gas da rete €/MWh [20] 45.76 48.09 50.55 53.13 55.84 58.68 61.68

Elettricità da rete €/MWh [20] 186.30 195.80 205.79 216.28 227.32 238.91 251.10

Elettricità on-site €/MWh [21] 67.43 70.87 74.48 78.28 82.27 86.47 90.88

Costo di trasporto H2

(camion gas) €/kg [6] 2 2.10 2.21 2.32 2.44 2.56 2.70

Costi di finanziamento % [6] 7 7 7 7 7 7 7

Margine di guadagno

produzione % 20 20 20 20 20 20 20

Margine di guadagno

trasporto % 20 20 20 20 20 20 20

SMR efficienza % [4] 77 80 82 83 84 85 86

SMR life-time anni [4] 30 30 30 30 30 30 30

SMR CAPEX €/kW [4] 435 377 319 315 312 308 305

SMR OPEX %

CAPEX [4] 3 3 3 3 3 3 3

Elettrolizzatore

efficienza % [4] 74 75 75 76 77 77 78

Elettrolizzatore life-

time anni [4] 10 11 13 13 13 13 13

Elettrolizzatore CAPEX €/kW [4] 1,088 859 631 600 569 538 508

Elettrolizzatore OPEX %

CAPEX [4] 5 5 5 5 5 5 5



5.3 Dimensionamento delle stazioni di rifornimento

Tabella 7: Parametri economici e tecnici utilizzati per il dimensionamento delle stazioni rifornimento nello Scenario MobilitàH2IT

Parametro Unità Fonte 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Stazione 50

kg/giorno CAPEX € [10] 850,000 700,000 550,000 550,000 550,000 550,000 550,000

Stazione 100

kg/giorno CAPEX € [10] 900,000 750,000 600,000 600,000 600,000 600,000 600,000

Stazione 200

kg/giorno CAPEX € [10] 1,000,000 850,000 700,000 700,000 700,000 700,000 700,000

Stazione 500

kg/giorno CAPEX € [10] 1,300,000 1,150,000 1,000,000 1,000,000 1,000,000 1,000,000 1,000,000

Stazione 1000

kg/giorno CAPEX € [10] 2,000,000 1,750,000 1,500,000 1,500,000 1,500,000 1,500,000 1,500,000

Stazione 50

kg/giorno CAPEX €/kgH2 [10] 0.9 0.8 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7

Stazione 100

kg/giorno OPEX €/kgH2 [10] 0.8 0.7 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6

Stazione 200


Stazione 500


Stazione 1000


Life-time anni [10] 20 20 20 20 20 20 20

Costi di

finanziamento % [6] 7 7 7 7 7 7 7

Margine di

guadagno

distribuzione

% 20 20 20 20 20 20 20

Diesel €/l [19] 1.74 1.83 1.92 2.02 2.12 2.23 2.35

Fuel economy

autovettura diesel

(l/100

km) [11] 6.00 5.71 5.43 5.29 5.16 5.03 4.91

Fuel economy

autobus diesel

(l/100

km) [6] 38.04 36.18 34.40 33.55 32.72 31.91 31.12



5.4 La prospettiva del consumatore

Figura 25: Scenario MobilitàH2IT, costo H2 alla pompa fino al 31/12/2050, in stazioni da 50, 100, 200, 500 e 1000 kg/giorno



Figura 26: Scenario MobilitàH2IT, costo per la percorrenza di 100 km per autovetture/autobus FCEV e per autovetture/autobus

Diesel



5.5 Considerazioni tecniche ed ambientali riassuntive

Tabella 8: Scenario MobilitàH2IT, analisi tecnica/ambientale quinquennale fino al 31/12/2050

2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Stock autovetture FCEV 1,000 27,014 290,388 1,603,962 4,107,151 6,750,623 8,530,090

Stock autobus FCEV 100 1,095 3,662 7,621 12,759 18,377 23,110

Domanda H2 alla pompa

autovetture (t/anno) 129 3,228 31,250 161,286 395,537 633,211 765,147

Domanda H2 alla pompa autobus

(t/anno) 585 6,101 19,232 38,899 62,853 87,237 105,915

Domanda H2 alla pompa tot

(t/anno) 714 9,329 50,482 200,185 458,390 720,449 871,062

Dimensione cumulata stazioni H2

autovetture (kg/giorno) 505 11,793 114,155 589,173 1,444,884 2,313,101 2,795,057


autobus (kg/giorno) 2,003 18,571 58,545 118,413 191,334 265,563 322,421

Dimensione cumulata stazioni H2 tot

(kg/giorno) 2,508 30,364 172,700 707,586 1,636,218 2,578,664 3,117,478

N. stazioni H2 autovetture 10 141 346 1,296 2,999 4,626 5,590

N. stazioni H2 autobus 10 56 96 156 222 266 322

N. stazioni H2 tot 20 197 442 1,452 3,221 4,892 5,912

Produzione H2 da SMR (t/anno) 535 4,664 12,620 12,620 12,620 12,620 12,620

Produzione H2 da Elettrolisi (t/anno) 357 6,997 50,482 237,611 560,367 887,941 1,076,207

Consumo gas (GWh/anno) 23 198 526 526 526 526 526

Consumo elettricità (GWh/anno) 16 314 2,252 10,522 24,654 38,862 46,953

Riduzione CO2 con el da rete

(t/anno) 269 7,965 116,472 998,150 3,663,387 7,776,592 12,071,040

Riduzione CO2 con el da rin (t/anno) 5,066 92,278 654,768 3,068,437 7,472,364 12,138,896 15,357,744

Riduzione PM10 (kg/anno) 964 13,543 82,551 358,016 864,228 1,400,315 1,768,572

Riduzione NOX (t/anno) 49 627 3,159 11,886 27,455 43,981 55,525



Tabella 9: Scenario MobilitàH2IT, analisi tecnica/ambientale annuale fino al 31/12/2025

2020 2021 2022 2023 2024 2025

Stock autovetture FCEV 1,000 2,657 5,157 9,833 17,013 27,014

Stock autobus FCEV 100 220 370 560 795 1,095

Domanda H2 alla pompa autovetture

(t/anno) 129 339 648 1,215 2,067 3,228

Domanda H2 alla pompa autobus

(t/anno) 585 1,276 2,127 3,186 4,479 6,101

Domanda H2 alla pompa tot (t/anno) 714 1,614 2,775 4,401 6,546 9,329


autovetture (kg/giorno) 505 1,237 2,368 4,439 7,552 11,793


autobus (kg/giorno) 2,003 3,884 6,474 9,699 13,634 18,571

Dimensione cumulata stazioni H2 tot

(kg/giorno) 2,508 5,121 8,841 14,137 21,186 30,364

N. stazioni H2 autovetture 10 25 47 68 99 141

N. stazioni H2 autobus 10 19 32 39 46 56

N. stazioni H2 tot 20 44 79 107 145 197

Produzione H2 da SMR (t/anno) 535 1,130 1,804 2,641 3,600 4,664

Produzione H2 da Elettrolisi (t/anno) 357 888 1,665 2,861 4,582 6,997

Consumo gas (GWh/anno) 23 49 78 113 154 198

Consumo elettricità (GWh/anno) 16 40 75 129 206 314

Riduzione CO2 con el da rete (t/anno) 269 635 1,272 2,398 4,411 7,965

Riduzione CO2 con el da rin (t/anno) 5,066 12,322 22,722 38,461 60,902 92,278

Riduzione PM10 (kg/anno) 964 2,205 3,836 6,182 9,349 13,543

Riduzione NOX (t/anno) 49 111 191 299 441 627



5.6 Misure di sostegno al Piano Nazionale di Sviluppo

5.6.1 Misure giuridiche

Lo sviluppo della mobilità terrestre a idrogeno e fuel-cell è oggetto di un intenso lavoro di

standardizzazione a livello internazionale, giunto oramai nella fase terminale.

Proprio per evitare una frammentazione delle competenze, ISO ha deciso di sviluppare in parallelo un

intero pacchetto di standard che coprano tutti gli aspetti tecnici e di sicurezza riguardanti il rifornimento dei

veicoli a idrogeno e fuel-cell. Questo approccio è stato seguito proprio per assicurare il massimo livello di

sicurezza in tutto il sistema.

In particolare, la ISO 19880-1: Gaseous hydrogen fueling stations - General requirements raccomanderà le

caratteristiche progettuali minime per garantire la sicurezza e, ove appropriato, le prestazioni delle stazioni

di rifornimento pubbliche e “non pubbliche” (cioè per esempio quelle riservate al rifornimento di mezzi di

trasporto pubblici) che forniscono idrogeno gassoso per veicoli di trasporto leggero (veicoli elettrici a fuel

cell). Gli impegni iniziali sono proprio dedicati al rifornimento dei veicoli leggeri, ma una versione successiva

sarà focalizzata anche sull’impiego per gli autobus e i carrelli elevatori. Lo standard (inizialmente diffuso

come Technical Report, approvato in data 5 ottobre 2015, per raccogliere eventuali osservazioni dagli

utilizzatori) sintetizza l’attuale esperienza e conoscenza nell’ambito del rifornimento con idrogeno, incluse

le distanze di sicurezza suggerite e le alternative per i protocolli di rifornimento.

La ISO 19880-2: Gaseous hydrogen - Fueling stations – Dispensers fornisce le prescrizioni e i metodi di test

della sicurezza per stazioni di rifornimento complete con idrogeno gassoso sia alla pressione di 35 MPa (350

bar) sia alla pressione di 70 MPa (700 bar).

La ISO 19880-3: Gaseous hydrogen - Fueling stations – Valves fornisce le prescrizioni e i metodi di test delle

prestazioni di sicurezza delle valvole per gas idrogeno ad alta pressione (1 MPa e oltre) installate presso le

stazioni di rifornimento per idrogeno gassoso.

La ISO 19880-4: Gaseous hydrogen - Fueling stations – Compressors contiene le prescrizioni di sicurezza

relative ai materiali, alla progettazione, alla costruzione e alla verifica di sistemi di compressione di

idrogeno gassoso utilizzati nelle stazioni di rifornimento per idrogeno gassoso.

La ISO 19880-5: Gaseous hydrogen - Fueling stations – Hoses considera le prescrizioni relative alle

manichette per idrogeno gassoso e le giunzioni di manichette impiegate per collegare il distributore alla

pistola di rifornimento, ma anche a quelle utilizzate per le linee di spurgo del gas in zona sicura e quelle

flessibili da poter utilizzare in altri punti dove è richiesta la flessibilità del collegamento.

La ISO 19880-6: Gaseous hydrogen - Fueling stations – Fittings specifica metodi uniformi per la valutazione

e la verifica delle prestazioni dei raccordi, inclusi connettori e chiusure terminali utilizzati nelle stazioni di

rifornimento per idrogeno gassoso.

Recentemente, sono anche partiti i lavori per lo sviluppo di altri due standard: ISO 19880-7: Gaseous

hydrogen - Fueling stations - Fueling protocols e ISO 19880-8: Gaseous hydrogen - Fueling stations -

Hydrogen quality control.

In Europa, oltre alla ISO 19880-1 in fase di pubblicazione, lo stato dell’arte dell’esperienza di settore può

essere individuato nel documento EIGA (European Industrial Gases Association) IGC DOC 15/06/E “Gaseous



Hydrogen Stations”. Il settore dei gas industriali ha un’esperienza secolare nel trasporto e stoccaggio

dell’idrogeno, vantando livelli di sicurezza fra i migliori in campo industriale (con un indice di frequenza

infortuni medio europeo dell’intero settore gas industriali e medicinali inferiore a 2 eventi per milione di

ore lavorate). Sebbene il documento sia orientato alle installazioni di idrogeno per impiego industriale, esso

riassume le migliori tecniche e pratiche disponibili atte a garantire la massima sicurezza nelle operazioni di

compressione, purificazione, riempimento e stoccaggio di idrogeno gassoso.

I recipienti a pressione con materiali metallici sono progettati e fabbricati in Europa con normative, quali

AD2000 Merkblatt o EN 13445, consolidate da anni di esperienza, con le quali vengono garantiti i requisiti

di sicurezza richiesti dalla Direttiva Apparecchi a Pressione (PED, Pressure Equipment Directive) 97/23/CE,

emanata dalla Comunità Europea, e recepita in Italia con il Decreto Legislativo n° 93/2000.

Riguardo ai recipienti per gas a 700 bar collocati sui veicoli esiste la specifica tecnica ISO/TS 15869 del 2009

intitolata “Gaseous hydrogen and hydrogen blends - Land vehicle fuel tanks”. Un altro standard di

riferimento è il “SAE J 2579 Compressed Hydrogen Vehicle Fuel Containers”. In Europa le prescrizioni di

sicurezza sono coperte dal “REGOLAMENTO (CE) N. 79/2009 DEL PARLAMENTO EUROPEO E DEL CONSIGLIO

del 14 gennaio 2009 relativo all’omologazione di veicoli a motore alimentati a idrogeno e che modifica la

direttiva 2007/46/CE”. La pressione di scoppio ammessa per questi recipienti è superiore al doppio della

pressione normale di esercizio.

Maggiori dettagli sugli aspetti omologativi dei veicoli a idrogeno sono contenuti nel “REGOLAMENTO (UE)

N. 406/2010 DELLA COMMISSIONE del 26 aprile 2010 recante disposizioni di applicazione del regolamento

(CE) n. 79/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio relativo all’omologazione di veicoli a motore

alimentati a idrogeno”.

Come già detto, l’Italia ha cominciato a occuparsi di mobilità a idrogeno fin dal 2002 e degno di nota è il

lavoro di collaborazione portato avanti dall’Università di Pisa con i settori industriali e i Vigili del Fuoco. Ciò

ha portato nel 2006 alla pubblicazione del Decreto del Ministero dell’Interno 31 agosto 2006 “Approvazione

della regola tecnica di prevenzione incendi per la progettazione, costruzione ed esercizio degli impianti di

distribuzione di idrogeno per autotrazione”.

A livello italiano esistono allo stato attuale delle condizioni di legge più restrittive di quelle applicate negli

altri Paesi e questo ha fatto sì che, in una prima fase, le case automobilistiche abbiano scartato l’Italia come

mercato di sbocco iniziale delle auto a fuel-cell che saranno distribuite nei prossimi anni.

In particolare, la pubblicazione del Decreto 31 agosto 2006 avveniva prima dei più recenti e concreti

sviluppi tecnologici a livello internazionale e prevedeva una limitazione a 350 bar della pressione di

compressione ed erogazione di idrogeno presso le stazioni di servizio e sui veicoli.

Tale limitazione dovrà essere superata alla luce dei nuovi criteri di costruzione dei recipienti e di

omologazione dei veicoli previsti dalle normative europee.

Riguardo alla mobilità nautica a idrogeno e fuel-cell non esiste ancora una trattazione sistematica della

normativa.

A oggi, il Det Norske Veritas (DNV) è l’unico organismo notificato internazionale ad aver emanato un

regolamento sull’utilizzo delle fuel cell a bordo ("DNV Fuel Cell Rules 2013"), mentre per l’idrogeno si fa

riferimento alla più generale normativa per i gas (“DNV-Gas Fuelled Ship Installations”). DNV, per quanto

riguarda la sicurezza dei moduli di potenza a celle a combustibile, fa riferimento alla norma IEC



(International Electrotechnical Committee) 62282-3-1, recentemente aggiornata dal TC105 – Fuel cells del

IEC. Infatti, per i mezzi mobili diversi dai mezzi di trasporto passeggeri e merci terrestri è la IEC (e non l’ISO)

ad emettere la normativa relativa ai moduli di potenza. In particolare la IEC 622823-1, emanata di concerto

con il CENELEC, si riferisce ai sistemi di potenza basati su celle a combustibile per applicazioni stazionarie.

Probabilmente il riferimento a questa norma, piuttosto che alle norme ISO riguardanti l’installazione su

veicoli per l’autotrasporto, è motivata anche dal fatto che la norma IEC-62282-3-1 prende in considerazione

anche l’installazione al chiuso (indoor) dei sistemi di potenza, situazione tipica in ambito navale.

Esistono inoltre delle linee guida per l’installazione delle celle a combustibile dell’organismo notificato

francese BV (Bureau Veritas) e del tedesco GL (Germanischer Lloyd Aktiengesellschaft). Ancora una volta

per la parte Idrogeno si fa riferimento alle norme per l’utilizzo di gas come combustibili.

A livello nazionale, l’ente preposto è il R.I.Na. (Registro Italiano Navale) che nel 2013 ha emanato le norme

per l’utilizzo di gas come combustibili, ma non ha attualmente pubblicato né linee guida né norme tecniche

specifiche sulle celle a combustibile. La norma RINA ha parzialmente anticipato le indicazioni della norma

IMO (International Marittime Organization) approvata a Giugno 2015 che prevede dei cambiamenti alle

direttive SOLAS chapter II-1 (Construction – Structure, subdivision and stability, machinery and electrical

installations) a partire dal 1/1/2017. La norma IMO include tutti i gas e i combustibili a basso punto di

ignizione (Low Flashpoint) quindi anche l’idrogeno, che invece non è ancora specificamente considerato

nella norma RINA.

Pur non esistendo ancora una normativa estesa e completa, è prevedibile che in pochi anni si giunga ad

avere un quadro normativo completo anche in tema di utilizzo navale dell’idrogeno, vista la sempre

maggiore produzione di prototipi nautici ad idrogeno e fuel-cell.

Per altri aspetti relativi alla sicurezza antincendio è sempre stata consuetudine in Italia fare riferimento alla

corrispondente normativa per il metano. In particolare il Decreto 24 novembre 1984 “Norme di sicurezza

antincendio per il trasporto, la distribuzione, l'accumulo e l'utilizzazione del gas naturale con densità non

superiore a 0,8” e il Decreto 16 aprile 2008 “Regola tecnica per la progettazione, costruzione, collaudo,

esercizio e sorveglianza delle opere e dei sistemi di distribuzione e di linee dirette del gas naturale con

densità non superiore a 0,8”. Nel caso di impianti collocati all’aperto si chiedono distanze di sicurezza

minima di 10 m ridotte a 2 m in presenza di schermi protettivi (costruzioni in muratura, in terra o materiale

idonei); per le parti d’impianto sotto pressione (escluse tubature) una distanza minima 2 m dalla recinzione.

Anche in questo caso sarebbe opportuno recepire gli standard internazionali sui criteri costruttivi delle

stazioni di rifornimento di idrogeno gassoso, superando il solo criterio delle protezioni in muratura.

L’idrogeno è un gas estremamente leggero, che si disperde molto rapidamente, e tali proprietà vanno

considerate nella scelta degli apprestamenti di sicurezza più idonei in caso di fuoriuscita accidentale.

La già citata norma ISO 19880-1, in fase di pubblicazione, riporta in Annesso A una tabella riassuntiva delle

prescrizioni nazionali vigenti nei diversi Paesi del mondo in termini di distanze di sicurezza. Riportiamo in

particolare il confronto con i valori stabiliti a livello italiano.



5.6.2 Misure finanziarie

Tabella 10: Scenario MobilitàH2IT, analisi finanziaria quinquennale fino al 31/12/2050 (autovetture e autobus FCEV)

CAPEX

(euro) 2020 2021-2025 2026-2030 2031-2035 2036-2040 2041-2045 2046-2050

Autovetture FCEV

TOTALE 51,414,744 1,046,697,805 6,796,335,038 29,314,211,463 57,803,594,520 75,521,305,837 86,098,017,351

pubblico Europa

9,636,363 126,983,458 161,795,120 0 0 0 0

pubblico Italia

6,424,242 84,655,639 107,863,413 0 0 0 0

priv e PL 35,354,138 835,058,708 6,526,676,505 29,314,211,463 57,803,594,520 75,521,305,837 86,098,017,351

Autobus FCEV

TOTALE 57,000,000 464,258,295 909,850,123 1,443,982,515 2,230,734,103 2,950,229,010 3,401,757,102

pubblico Europa

10,110,000 54,956,355 34,673,263 29,989,543 14,747,857 18,578,620 20,348,594

pubblico Italia

6,740,000 36,637,570 23,115,509 19,993,029 9,831,904 12,385,747 13,565,730

priv e PL 40,150,000 372,664,369 852,061,350 1,393,999,943 2,206,154,343 2,919,264,643 3,367,842,778

Stazioni H2 autovetture

TOTALE 8,585,632 102,874,660 212,661,132 950,035,578 1,712,366,287 1,758,990,588 1,168,721,867

pubblico Europa

2,060,552 21,603,679 38,279,004 114,004,269 102,741,977 52,769,718 35,061,656

pubblico Italia

1,373,701 14,402,452 25,519,336 76,002,846 68,494,651 35,179,812 23,374,437

priv e PL 5,151,379 66,868,529 148,862,793 760,028,462 1,541,129,658 1,671,041,059 1,110,285,773

Stazioni H2 autobus

TOTALE 10,013,699 49,920,891 63,766,946 89,802,755 112,050,683 136,273,816 145,503,502

pubblico Europa

2,403,288 10,483,387 11,478,050 10,776,331 6,723,041 4,088,214 4,365,105

pubblico Italia

1,602,192 6,988,925 7,652,034 7,184,220 4,482,027 2,725,476 2,910,070

priv e PL 6,008,219 32,448,579 44,636,862 71,842,204 100,845,615 129,460,125 138,228,327

Produzione H2 da SMR

TOTALE 1,043,876 7,342,997 12,179,538 0 0 0 0

pubblico Europa

93,949 660,870 730,772 0 0 0 0

pubblico Italia

62,633 440,580 487,182 0 0 0 0

priv e PL 887,295 6,241,547 10,961,584 0 0 0 0

Produzione H2 da Elettrolisi

TOTALE 1,739,794 27,322,496 135,852,567 523,078,359 890,456,415 1,008,108,269 1,036,664,711

pubblico Europa

695,917 9,562,874 40,755,770 130,769,590 178,091,283 151,216,240 155,499,707

pubblico Italia

417,550 5,737,724 24,453,462 78,461,754 106,854,770 90,729,744 93,299,824

priv e PL 1,043,876 17,759,623 95,096,797 392,308,769 712,365,132 856,892,028 881,165,004

TOTALE 129,797,745 1,698,417,145 8,130,645,345 32,321,110,670 62,749,202,009 81,374,907,520 91,850,664,532

pubblico

Europa 24,721,702 220,425,474 271,409,672 233,231,897 231,067,645 166,166,297 153,075,179

pubblico

Italia 16,481,135 146,950,316 180,939,781 155,487,931 154,045,096 110,777,531 102,050,120

priv e PL 88,594,908 1,331,041,356 7,678,295,891 31,932,390,842 62,364,089,268 81,097,963,693 91,595,539,233



Tabella 11: Scenario MobilitàH2IT, analisi finanziaria quinquennale fino al 31/12/2050 (trasporto merci, ferroviario, navale e carrelli

elevatori ad idrogeno)

CAPEX (euro) 2020 2021-2025 2026-2030 2031-2035 2036-2040 2041-2045 2046-2050

Trasporto merci ad idrogeno

TOT pubblico UE&IT 2,060,142 18,368,789 22,617,473 19,435,991 19,255,637 13,847,191 12,756,265

pubblico Europa 1,236,085 11,021,274 13,570,484 11,661,595 11,553,382 8,308,315 7,653,759

pubblico Italia 824,057 7,347,516 9,046,989 7,774,397 7,702,255 5,538,877 5,102,506

Trasporto ferroviario ad idrogeno


pubblico Europa 741,651 6,612,764 8,142,290 6,996,957 6,932,029 4,984,989 4,592,255

pubblico Italia 494,434 4,408,509 5,428,193 4,664,638 4,621,353 3,323,326 3,061,504

Trasporto navale ad idrogeno


pubblico Europa 741,651 6,612,764 8,142,290 6,996,957 6,932,029 4,984,989 4,592,255

pubblico Italia 494,434 4,408,509 5,428,193 4,664,638 4,621,353 3,323,326 3,061,504

Carrelli elevatori ad idrogeno


pubblico Europa 741,651 6,612,764 8,142,290 6,996,957 6,932,029 4,984,989 4,592,255

pubblico Italia 494,434 4,408,509 5,428,193 4,664,638 4,621,353 3,323,326 3,061,504


pubblico Europa 3,461,038 30,859,566 37,997,354 32,652,466 32,349,470 23,263,282 21,430,525

pubblico Italia 2,307,359 20,573,044 25,331,569 21,768,310 21,566,313 15,508,854 14,287,017

Tabella 12: Scenario MobilitàH2IT, analisi finanziaria quinquennale fino al 31/12/2050 (tutte le tipologie di veicoli FCEV)

CAPEX (euro) 2020 2021-2025 2026-2030 2031-2035 2036-2040 2041-2045 2046-2050


pubblico Europa 28,182,740 251,285,040 309,407,026 265,884,362 263,417,115 189,429,578 174,505,705

pubblico Italia 18,788,494 167,523,360 206,271,351 177,256,241 175,611,410 126,286,385 116,337,136



Tabella 13: Scenario MobilitàH2IT, analisi finanziaria annuale fino al 31/12/2025 (autovetture e autobus FCEV)

CAPEX (euro) 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Autovetture FCEV

TOTALE 51,414,744 80,328,965 113,893,366 199,369,099 285,156,905 367,949,470

pubblico Europa 9,636,363 11,545,109 15,570,273 25,665,683 34,100,961 40,101,432

pubblico Italia 6,424,242 7,696,739 10,380,182 17,110,455 22,733,974 26,734,288

privato e PL 35,354,138 61,087,117 87,942,911 156,592,961 228,321,970 301,113,750

Autobus FCEV

TOTALE 57,000,000 64,800,000 76,500,000 91,080,000 105,880,500 125,997,795

pubblico Europa 10,110,000 8,812,800 9,900,000 11,111,760 12,028,025 13,103,771

pubblico Italia 6,740,000 5,875,200 6,600,000 7,407,840 8,018,683 8,735,847

privato e PL 40,150,000 50,112,000 60,000,000 72,560,400 85,833,792 104,158,177

Stazioni H2 autovetture

TOTALE 8,585,632 11,997,308 17,869,051 16,919,460 24,279,803 31,809,038

pubblico Europa 2,060,552 2,519,435 3,752,501 3,553,087 5,098,759 6,679,898

pubblico Italia 1,373,701 1,679,623 2,501,667 2,368,724 3,399,172 4,453,265

privato e PL 5,151,379 7,798,250 11,614,883 10,997,649 15,781,872 20,675,875

Stazioni H2 autobus

TOTALE 10,013,699 9,124,969 12,171,068 7,982,451 9,287,533 11,354,870

pubblico Europa 2,403,288 1,916,243 2,555,924 1,676,315 1,950,382 2,384,523

pubblico Italia 1,602,192 1,277,496 1,703,950 1,117,543 1,300,255 1,589,682

privato e PL 6,008,219 5,931,230 7,911,195 5,188,593 6,036,896 7,380,665

Produzione H2 da SMR

TOTALE 1,043,876 1,128,713 1,243,071 1,501,552 1,671,521 1,798,140

pubblico Europa 93,949 101,584 111,876 135,140 150,437 161,833

pubblico Italia 62,633 67,723 74,584 90,093 100,291 107,888

privato e PL 887,295 959,406 1,056,611 1,276,319 1,420,793 1,528,419

Produzione H2 da Elettrolisi

TOTALE 1,739,794 2,479,817 3,468,836 5,094,746 6,981,618 9,297,479

pubblico Europa 417,550 520,761 728,456 1,069,897 1,466,140 1,952,471

pubblico Italia 278,367 347,174 485,637 713,264 977,427 1,301,647

privato e PL 1,043,876 1,611,881 2,254,744 3,311,585 4,538,052 6,043,361

TOTALE 129,797,745 169,859,771 225,145,394 321,947,309 433,257,880 548,206,791

pubblico Europa 24,721,702 25,415,933 32,619,031 43,211,881 54,794,703 64,383,927

pubblico Italia 16,481,135 16,943,955 21,746,020 28,807,921 36,529,802 42,922,618

privato e PL 88,594,908 127,499,883 170,780,343 249,927,507 341,933,375 440,900,247



Tabella 14: Scenario MobilitàH2IT, analisi finanziaria annuale fino al 31/12/2025 (trasporto merci, ferroviario, navale e carrelli

elevatori ad idrogeno)

CAPEX (euro) 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Trasporto merci ad idrogeno

TOT pubblico UE&IT 2,060,142 2,117,994 2,718,253 3,600,990 4,566,225 5,365,327

pubblico Europa 1,236,085 1,270,797 1,630,952 2,160,594 2,739,735 3,219,196

pubblico Italia 824,057 847,198 1,087,301 1,440,396 1,826,490 2,146,131

Trasporto ferroviario ad idrogeno


pubblico Europa 741,651 762,478 978,571 1,296,356 1,643,841 1,931,518

pubblico Italia 494,434 508,319 652,381 864,238 1,095,894 1,287,679

Trasporto navale ad idrogeno


pubblico Europa 741,651 762,478 978,571 1,296,356 1,643,841 1,931,518

pubblico Italia 494,434 508,319 652,381 864,238 1,095,894 1,287,679

Carrelli elevatori ad idrogeno


pubblico Europa 741,651 762,478 978,571 1,296,356 1,643,841 1,931,518

pubblico Italia 494,434 508,319 652,381 864,238 1,095,894 1,287,679


pubblico Europa 3,461,038 3,558,231 4,566,664 6,049,663 7,671,258 9,013,750

pubblico Italia 2,307,359 2,372,154 3,044,443 4,033,109 5,114,172 6,009,166

Tabella 15: Scenario MobilitàH2IT, analisi finanziaria annuale fino al 31/12/2025 (tutte le tipologie di veicoli FCEV)

CAPEX (euro) 2020 2021 2022 2023 2024 2025


pubblico Europa 28,182,740 28,974,163 37,185,695 49,261,544 62,465,961 73,397,676

pubblico Italia 18,788,494 19,316,109 24,790,463 32,841,029 41,643,974 48,931,784



Abbreviazioni, acronimi e unità di misura

Abbreviazioni e acronimi

AL: annual load factor

BEV: battery electric vehicle

CAPEX: costi di investimento

DSM: demand side management

FC: fuel cell

FCEV: fuel cell electric vehicle

FER: fonti energetiche rinnovabili

GPL: gas di petrolio liquefatto

HEV: hybrid electric vehicle

ICE: internal combustion engine

OPEX: costi operativi e di manutenzione

PHEV: plug-in hybrid electric vehicle

RES: renewable energy sources

SEF: standard emission factor

SMR: steam methane reforming

T&D: transmission and distribution

TCO: total cost of ownership

VRE: variable renewable energy

WTW: well-to-wheel

Unità di misura

€: euro

g: grammi

GW: gigawatt

kg: kilogrammi

km: kilometri

ktep: kilo tonnellate equivalenti di petrolio

kW: kilowatt

kWh: kilowatt hour

l: litri

m: metri

MPa: megapascal

Mt: megatonne

MWh: megawatt hour

t: tonnellate

TWh: terawatt hour



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Documents

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